авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 |
-- [ Страница 1 ] --

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.

© Ухтинский государственный технический университет, © Т.Д. Ланина, В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев, ISBN 5-88179-431- 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 необходимость рассмотрения совместимости вод, а также процессов и аппара тов подготовки вод для закачки в пласт. Особо следует подчеркнуть необходи мость 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 настоящее 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 место рождений к промышленным, ВСЕГИНГЕО [2] рекомендует анализировать в водах основной состав (карбонаты, сульфаты, хлориды, катионы кальция, маг ния, 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 приведен ный исчерпывающий перечень компонентов в пластовых водах нефтяных ме сторождений, подлежащих анализу.

Результаты изучения основного химического состава пластовых вод нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции приведены в табл. 1.1, микрокомпонентного (с добавлением содержания извле каемого 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. Содержание основных компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции Плот Минера ность,, Содержание основных компонентов в пластовых водах, мг/л № Объект лизация, п/п исследования г/см г/л HCO3- SO42- Cl- Na+ K+ Ca2+ Mg2+ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Западно-Тэбукское месторождение Скв. 1 65,79 1,048 225,7 2093,7 38695 19488,3 273 4500 790, Скв. 2 156,11 1,121 97,6 1155,9 95140 48660,6 797,5 9900 1155, Скв. 3 203,48 1,161 15,3 1745,2 123895 64603,7 960 11400 Скв. 4 186,0 - 170 1000 114800 55000 700 11000 Скв. 5 175,3 1,138 134,2 1253,4 106855 55736,2 855 9700 1580, Скв. 6 77,5 1,057 61 159,3 47925 21604,3 400 6800 Скв. 7 211,6 1,17 36,6 305,3 130995 605351,1 750 17300 Скв. 8 90,8 1,066 103,7 307,4 55735 25601,4 400 7500 1094, Скв. 9 92,5 1,068 85,4 260,5 56800 26837 423 8000 486, Скв. 10 82,2 1,06 73,2 160,5 50765 22759,5 423 7700 729, Скв. 11 161,9 1,126 61 280,2 99755 47997,3 855 12500 1276, Скв. 12 240,0 1,2 42,7 273,2 148745 67537 1000 20400 2918, Свк. 13 82,8 1,061 79,3 157,6 51475 22415,4 400 7300 1398, Свк. 14 207,0 - 200 300 128300 54100 - 20400 Коллектор 15 129,2 1,097 48,8 730,4 79885 33948 855 12700 1884, Пашнинское месторождение Скв. 16 216,1 1,18 36,6 118,1 133125 68264 1020 12000 2614, Скв. 17 200,6 - 200 80 123600 65800 - 8100 Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Скв. 18 210,9 1,17 183 1437,8 129220 63779 750 13500 Скв. 19 221,0 1,18 244 1413,9 135610 66550 750 13900 3222, Скв. 20 63,1 1,045 12,2 131,7 39050 17432,7 265 5900 Скв. 21 1,2 1,001 85,4 20,1 710 41,7 14 200 121, Скв. 22 114,7 1,085 183 203,2 72290 26156,4 347 14100 1763, Скв. 23 231,2 - 200 142900 62600 - 21600 Коллектор 24 62,9 1,045 36,6 279,4 39760 12752,7 300 9100 972, Джьерское месторождение Скв. 25 103,0 1,076 219,6 2716 61415 32739 347 4400 Скв. 26 104,3 1,077 109,8 2602,3 62480 33718,3 760 3000 Скв. 27 152,5 1,117 109,8 1737,4 92655 48253,9 855 7700 2006, Скв. 28 123,1 1,092 36,6 206,2 76325 32542,6 700 12800 Скв. 29 6,7 1,005 231,8 5,8 3905 2160,2 61,8 300 60, Скв. 30 235,3 1,19 73,2 355,1 146260 61837,8 1250 23400 3283, Скв. 31 2,2 1,001 329,4 11,9 1065 532,5 32,7 200 30, Скв. 31 213,8 - 70,0 400 133300 54400 - 21200 Скв. 33 72,1 1,052 97,6 148,1 44375 19485,3 7750 243, Скв. 34 11,7 1,008 207,4 44,4 7100 3089,5 1000 243, Общий кол лектор 35 78,9 1,058 195,2 163,8 48635 22232,1 423 6800 «нефтенасос ная»

ГЗПУ- 36 73,6 1,054 134,2 151 47925 12114,2 390 8300 5029, ГЗПУ- 37 50,1 1,036 122,0 89,8 31240 12739 273 4900 1033, Коллектор 38 76,4 1,055 85,4 274,6 46920 18137,8 400 9600 1337, «Джьер»

Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Мичаюское месторождение Скв. 39 63 1,046 183 38695 17878,4 207,4 257 5400 Скв. 1 отс.

40 240,3 1,2 149200 63745,6 794,2 600 23200 3465, Скв. 41 183 1,145 134,2 113600 49729 236,6 700 16900 Скв. 42 168,9 1,131 158,6 104725 45710,6 231,3 460 16000 2067, Скв. 43 56,1 1,04 146,4 35145 15590,5 141,6 232 3100 Скв. 44 55,9 1,04 170,8 34435 15732 57,6 5000 486, Северо-Савиноборское месторождение3465, Скв. 45 154,1 1,119 195,2 1589,2 940075 47870,1 665 7800 2614, Скв. 46 226,2 1,018 219,6 77,8 15975 7250 87,2 2000 486, Скв. 47 238,6 1,2 134,2 357,6 148390 63471,9 890 22700 3587, Скв. 48 236,0 1,18 231,8 75,7 131350 83038,7 71,6 1600 182, Восточно-Савиноборское месторождение Скв. 49 183,8 1,145 73,2 31,3 113600 58807,6 890 8700 2553, Расьюское месторождение Скв. 50 235,9 1,166 12,2 213,98 146615 64047,18 1112 22000 Береговое месторождение Коллектор 51 114,7 1,085 183 203,2 72290 26156,4 347 14100 1763, Нижнеомринское месторождение Скв. 52 146 1,101 24,4 45,3 91235 37751 462,2 13600 Скв. 53 83 1,061 85,4 14,8 51830 21659 345,3 7800 Скв. 54 18,2 1,011 97,6 27,6 11360 4420 80,4 1800 Скв.29 отс.

55 47,2 1,037 97,6 29110 13837 201,3 3800 Скв. 56 11,3 1,005 292,8 13,58 6745 3567 51,7 600 Скв. 57 40,2 1,027 134,2 23,04 25205 9952 94,3 3800 Скв. 58 132,1 1,090 48,8 31,3 82715 34079 398,5 12800 Отстойник 59 70 1,047 61 38,3 43665 18668 231 6400 Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Коллектор 60 50,2 1,035 122 16,5 31240 13624 188 4200 Верхнеомринское месторождение Скв. 61 145,6 1,110 36,6 21,8 91235 37054 580,2 14200 Скв. 62 150,6 1,101 24,4 5,8 94430 39112 574,6 13600 Скв. 63 142,9 1,103 24,4 30,45 89283 37629 550,4 13400 Скв. 64 121,5 1,082 36,6 46,9 75970 31776 458,6 11400 Скв. 65 66,0 1,105 12,2 14,4 9337 38422 563,4 14200 Скв.159 не опр.

66 147,8 1,107 24,4 11,1 92655 38194 13600 Коллектор 67 138,4 1,096 48,8 6,6 86975 34982 536,3 13000 Нибельское месторождение Скв. 68 117,5 1,085 12,2 63,37 73485 31775 483 9600 Скв. 69 118,3 1,085 24,4 125,9 74345 32729 492,8 7800 Перед 70 120,0 1,085 22,4 40,3 74905 32689 502,7 10000 котлованом После 71 124,7 1,085 22,4 60,1 77745 34538 481,2 10000 котлована Войвожское месторождение Скв. 72 17,5 1,01 231 3,3 10650 4919 108,8 1600 Скв.155 отс.

73 19,8 1,01 170,8 1,7 12070 5125 128,9 Скв. 74 34,8 1,022 85,4 0,8 21655 9003 180,5 3400 Скв. 75 12,3 1,004 146,4 17,7 7455 3514 69,2 1000 Скв. 76 29,3 1,017 122 20,6 18105 8336 166,9 2400 Скв.87 отс. отс.

77 23,9 1,014 146,4 14555 6955 139,9 Скв. 78 16,8 1,006 73,2 27,6 10295 4641 105,1 1600 Скв. 79 19,5 1,011 122 22,2 12070 5117 115,6 1800 Перед нефте 20,6 1,011 109,8 0,8 12780 5792 118,7 1800 243, ловушкой Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 После нефте 20,7 1,011 97,6 8,2 12780 5561 116,7 1800 ловушки Усинское месторождение ДНС- 82 36,4 1,039 274,5 400,0 22365 9261,3 118,9 2900 1094, Скв. 83 45,7 1,035 201,3 530,0 28222,5 11673,9 156,0 3400 Скв. 84 67,5 1,054 335,5 350,0 42245 16492,3 246,9 5200 2614, ДНС- 85 31,6 1,022 289,7 615 19702,5 6370,1 128,8 2500 2006, Скв. 86 60,0 1,044 341,6 875 36565 17909,3 233,8 2300 Скв. 87 38,2 1,028 384,3 275 23785 9790,8 145,9 2100 1763, Скв. 88 66,7 1,052 335,5 445 42245 14704,1 252,2 5000 3708, Скв. 89 72,9 1,056 366 100 46505 16014,2 271,7 5600 4012, Скв. 90 90,9 1,073 353,8 890 56445 24011,1 698,8 5000 3526, Скв. 91 58,8 1,045 323,3 875 37275 11057,7 293,5 5000 4012, Скв. 92 46,8 1,035 231,8 80,0 30175 7123,8 246,9 3800 4377, ДНС- 93 45,2 1,033 396,5 550 28755 8732 191,0 3000 3526, Вход РВС 94 46,5 1,034 256,2 740 29110 10268,7 187,5 3300 2675, Выход РВС 95 44,0 1,035 250,1 725 29110 4858,4 183,3 3500 5411, Возейское месторождение Скв. 96 7,8 1,004 286,7 30,0 4508,5 2596,9 9,0 260,0 73, Скв. 97 3,7 1,002 329,4 22,6 2059,0 928,2 103,8 160,0 133, Скв. 98 93,2 1,070 231,8 14,4 58397,5 24251,5 107,8 7700,0 2492, Скв. 99 1,6 1,000 305,0 11,9 710,0 461,0 4,7 80,0 12, Скв. 100 97,2 1,070 109,8 104,5 60882,5 23343,2 93,8 10600,0 2067, Скв. 101 47,6 1,032 134,2 105,3 29465,0 12366,6 39,6 4900,0 608, КСП- 102 16,2 1,006 323,3 140,3 7064,5 5207,7 57,0 520,0 12, Коллектор 103 48,7 1,037 137,3 107,7 30146,0 5328,0 40,5 5013,2 622, Окончание табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Баганское месторождение Скв. 104 144,7 1,100 396,5 1224,2 87685,0 44135,6 1780,0 8700,0 2249, Скв. 105 65,7 634,4 1766,5 38640,5 9946,6 8500,0 3404, Скв. 106 105,3 1,074 170,8 93,0 65320,0 30889,0 6100,0 2432, Скв. 107 55,3 1,042 91,5 21,8 34386,5 13766,0 5900,0 972, Скв. 108 54,8 1,034 109,8 30,0 34066,0 12878,4 6680,0 851, Скв. 109 75,9 1,055 67,1 1778,1 45376,0 2197,7 5400,0 1155, Скв. 110 79,6 1,060 42,7 16,5 49630,0 19918,0 8400,0 1428, Скв. 111 110,8 1,081 85,4 116,0 68773,0 32598,6 6400,0 2553, Скв. 112 57,5 1,044 58,0 14,4 35804,5 13236,7 7350,0 851, Скв. 113 37,8 1,028 73,2 21,8 23397,0 9325,6 4450,0 425, Коллектор 114 159,1 1,115 256,2 1390,0 97092,5 48200,2 1458,0 10100,0 2036, Харьягинское месторождение Скв. 115 45,8 1,0349 109,8 41,1 28182,7 11350,0 60,0 5760,0 194, Скв. 116 56,5 1,0430 73,2 11,1 35095,5 13784,0 65,0 6600,0 753, Скв. 117 66,6 1,0505 36,6 4,1 41476,5 16170,1 55,0 7800,0 948, Скв. 118 72,8 1,0549 54,9 86,0 45333,5 18426,7 129,9 7300,0 1337, Скв. 119 103,0 1,0751 42,7 26,3 64539,0 30189,7 182,2 4200,0 3550, Скв. 120 107,9 1,0766 292,8 21,4 67379,0 32046,0 161,0 4089,0 3672, Скв. 121 107,2 1,0776 262 27,6 67148,0 31278,4 125,6 4080,0 4012, Скв. 122 107,0 1,0777 305,0 497,5 66030,0 32439,3 228,7 4320,0 2942, Скв. 123 141,9 1,1018 170,8 1045,2 85143,5 43356,0 176,1 9240,0 1289, Скв. 124 191,2 1,1314 67,1 748,9 118048,5 59089,0 177,8 11360,0 2164, Скв. 125 142,9 1,1030 15,3 151,4 87916,0 41475,4 166,5 11700,0 1124, Скв. 126 193,8 1,1404 18,3 393,0 119112,0 43411,4 130,6 21700,0 1580, Скв. 127 142,4 1,1100 219,6 165,8 87685,0 41167,7 165,3 12000,0 972, Коллектор 128 140,3 1,109 216,3 163,3 86391,8 40553,0 162,8 11800,0 958, Таблица 1. Содержание извлекаемых компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции Минера Содержание компонентов в пластовых водах, мг/л № Объект лизация, п/п исследования г/л Mg2+ Li+ Rb+ Cs+ Sr2+ I- Br - B3+ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Западно-Тэбукское месторождение 0, Скв. 1 65,79 790,4 2,5 0,4 75,8 5,3 380,3 0, Скв. 2 156,11 1155,2 4,4 0,7 205,0 6,8 422,0 0, Скв. 3 203,48 1824,0 4,3 1,1 229,0 16,9 538,2 Скв. 4 186,0 3300,0 5,0 260,0 10,0 401,0 11, 0, Скв. 5 175,3 1580,0 4,4 0,73 211,0 14,8 523,4 0, Скв. 6 77,5 912,0 3,87 0,73 175,0 10,6 472,9 0, Скв. 7 211,6 2432,0 12,0 1,0 450,0 14,8 843,2 0, Скв. 8 90,8 1094,4 4,0 0,7 175,0 3,2 424,2 0, Скв. 9 92,5 486,4 6,7 0,7 182,0 19,0 387,6 0, Скв. 10 82,2 729,6 6,7 0,7 182,0 12,7 551,7 0, Скв. 11 161,9 1276,8 11,8 1,1 272,0 14,8 491,5 Скв. 12 240,0 2918,4 14,0 1,3 480,0 14,8 843,2 0, Свк. 175 Не опр.

13 82,8 1398,4 5,0 0,5 200,0 6,4 544, Свк. 14 207,0 3200,0 10,8 320,0 8,4 532,0 0, Коллектор 15 129,2 1884,8 9,5 0,9 229,0 9,5 352,0 Пашнинское месторождение Скв. 312 Не опр. Не опр.

16 216,1 2614,4 3,5 0,6 0,5 205 8, Скв. 17 200,6 2800 4,3 216 10,1 364 14, Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0, Скв. 18 210,9 2736 5,5 0,4 200 12,7 359 11, 0, Скв. 19 221,0 3222,4 6,0 0,4 200 9,0 367 9, 0, Скв. 20 63,1 608 2,5 0,4 124 4,1 214,5 4, 0, Скв. 21 1,2 121,6 0,2 0,4 8,9 2,5 14,4 1, 0, Скв. 22 114,7 1763,2 3,2 0,73 247 29,6 377 Скв. 23 231,2 3000 4,3 216 8,5 365 18, 0, Коллектор 24 62,9 972,8 2,8 0,4 126,8 7,4 200 5, Джьерское месторождение 0, Скв. 25 103,0 1702 3,7 0,6 152 10,6 185,2 5, 0, Скв. 26 104,3 2432 3,3 0,7 162 14,8 182, 0, Скв. 27 152,5 2006,4 3,4 0,7 146 12,7 295,7 0, Скв. 28 123,1 1216 9,5 0,7 278 14,8 406,3 0, Скв. 29 6,7 60,8 0,8 0,4 22 9,5 31,3 0, Скв. 30 235,3 3283,2 14,0 1,6 750 51,8 681,3 0, Скв. 31 2,2 30,4 0,4 0,4 8,4 8,5 5, Скв. 31 213,8 3900 2,7 240 5,0 314 6, Скв. 33 72,1 243,2 13,7 236,4 Скв. 34 11,7 243,2 5,3 39, Общий кол лектор 0, 35 78,9 851 6,7 0,7 199 19 243, «нефтенасо ная»

0, ГЗПУ- 36 73,6 5029,8 7,3 0,7 217 10,6 0, ГЗПУ- 37 50,1 1033,6 3,5 0,7 119,2 9,5 196,5 Коллектор 0, 38 76,4 1337,6 4,4 0,73 175 7,63 256,9 «Джьер»

Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Мичаюское месторождение Скв. 39 63 608 2,8 0,4 0,25 116,8 19 211,8 7, Скв. 40 240,3 3465,6 6,0 1,0 0,5 700 63,4 663,4 Скв. 41 183 2432 4,2 1,1 0,3 360 57 832,5 Скв. 42 168,9 2067,2 3,7 1,1 0,3 330 44,4 600,7 Скв. 43 56,1 1976 2,5 0,4 0,13 135 16,9 229,2 7, Скв. 44 55,9 486,4 16,9 186,5 4, Северо-Савиноборское месторождение Скв. 45 154,1 2614,4 3,2 0,4 0,25 121,6 16,9 241,1 0, Скв. 46 226,2 486,4 1,1 0,4 0,03 45,8 6,3 65,3 4, Скв. 171 Не опр.

47 238,6 3587,2 4,3 1,1 0,5 520 65,5 8, Скв. 48 236,0 182,4 0,7 0,4 0,5 38,8 19 89,3 2, Восточно-Савиноборское месторождение Скв. 49 183,8 2553,6 3,0 0,7 0,3 135 25,4 329 12, Расьюское месторождение Скв. 50 235,9 3040 6,5 1,91 0,51 669,6 30,45 540,3 35, Береговое месторождение Коллектор 51 114,7 1763,2 3,2 0,73 0,25 247 12,7 367,8 Нижнеомринское месторождение Скв. 52 146 3040 2,82 0,47 0,02 450,4 13,7 694,6 14, Скв. 53 83 1581 2,19 0,30 0,015 252,8 9,5 271,1 8, Скв.381 Не опр. Не опр.

54 18,2 486 0,49 0,08 0,01 57,3 6, Скв. 55 47,2 365 1,18 0,15 0,02 120,1 13,7 279,1 11, Скв. 56 11,3 122 0,34 0,04 0,04 21,2 7,4 53,9 3, Скв. 57 40,2 1094 0,45 0,094 0,013 76,3 9,5 159,2 3, Скв. 58 1321,2 2554 1,9 0,34 0,02 441,5 13,7 577,4 9, Отстойник 59 70 1216 1,68 0,21 0,015 214,1 11,6 317,7 4, Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Коллектор 60 50,2 973 1,22 0,19 0,016 175,3 22,2 375 14, Верхнеомринское месторождение Скв. 61 145,6 3040 5,12 0,52 0,015 490,7 20,1 589,4 19, Скв.126 Отс.

62 150,6 3405 5,01 0,51 0,015 477,2 18,0 569, Скв. 63 142,9 2554 4,06 0,53 0,015 455,4 22,2 806,5 22, Скв. 64 121,5 2310 3,67 0,41 0,01 385,3 20,1 717, Скв. 65 66,0 3040 4,43 0,53 0,02 491,5 32,8 938, Скв.159 Не опр. Не опр. Не опр. Не опр. Не опр. Не опр.

66 147,8 Коллектор 67 138,4 3405 4,0 0,5 0,02 435,3 14,6 541, Нибельское месторождение Скв. 68 117,5 2554 1,89 0,39 0,01 310,2 15,9 517,5 9, Скв. 69 118,3 3405 2,1 0,41 0,01 311,3 22,2 423,0 9, Перед котло 70 120,0 2310 1,86 0,41 0,01 308,5 11,6 488,2 14, ваном После котло 71 124,7 2310 2,22 0,40 0,01 312,3 18,0 521,5, 14, вана Войвожское месторождение Скв. 72 17,5 122 1,43 0,18 0,019 51,2 9,5 100,6 9, Скв.155 Отс.

73 19,8 1,82 0,20 0,026 56 5,3 92,6 4, Скв.121 Не опр.

74 34,8 608 2,92 0,30 0,033 109,2 10,6 8, Скв. 75 12,3 122 0,89 0,115 0,013 31,4 5,3 81,9 1, Скв. 76 29,3 365 2,28 0,25 0,03 83,6 9,5 111,2 9, Скв.87 Отс.

77 23,9 1,84 0,2 0,02 67,4 11,6 109,9 8, Скв. 78 16,8 122 1,44 0,17 0,024 51,7 5,3 119,2 6, Скв. 79 19,5 365 1,62 0,19 0,026 57,4 7,4 80,6 9, Перед нефте 80 20,6 365 1,65 0,18 0,019 58,2 9,5 95,2 9, ловушкой Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 После нефте 81 20,7 243,2 1,57 0,18 0,023 58,4 9,5 68,6 8, ловушки Усинское месторождение ДНС- 82 36,4 1094,4 1,71 0,16 0,02 146,4 27,5 66,9 6, Скв. 83 45,7 1520 2,36 0,18 0,02 159,8 16,9 99,6 7, Скв. 84 67,5 2614,4 3,64 0,35 0,01 381,7 14,8 148,9 13, ДНС- 85 31,6 2006,4 1,79 0,17 0,02 98,7 33,8 63,4 19, Скв. 86 60,0 1824 3,77 0,26 0,02 102,7 48,6 220,3 39, Скв. 87 38,2 1763,2 2,68 0,24 0,02 93,9 21,1 125,2 38, Скв. 88 66,7 3708,8 3,74 0,35 0,005 388,5 16,9 134,3 32, Скв. 89 72,9 4012,8 3,64 0,31 0,005 432,7 16,9 166,8 21, Скв. 90 90,9 3526,4 10,1 0,70 0,074 136,6 33,8 242,9 42, Скв. 91 58,8 4012,8 3,29 0,40 0,027 136,5 14,8 137,7 29, Скв. 92 46,8 4377,6 3,01 0,30 0,021 112,4 16,9 113,0 19, ДНС- 93 45,2 3526,4 2,67 0,23 0,02 145,8 23,3 130,8 24, Вход РВС 94 46,5 2675,2 2,51 0,22 0,014 154,4 14,8 111,1 6, Выход РВС 95 44,0 5411,2 2,64 0,22 0,004 145,0 16,9 86,8 21, Возейское месторождение Скв. 96 7,8 73,0 0,25 0,05 0,001 12,4 5,3 28,6 4, Скв. 97 3,7 133,8 0,12 0,02 0,001 5,3 5,3 23,3 9, Скв. 98 93,2 2492,8 4,0 0,26 0,002 587,9 24,3 195,2 27, Скв. 99 1,6 12,2 0,08 0,03 0,001 2,8 5,3 2,0 8, Скв. 100 97,2 2067,2 2,5 0,17 0,002 687,2 34,9 191,2 21, Скв. 101 47,6 608,0 0,84 0,08 0,002 278,8 11,6 93,9 14, КСП- 102 16,2 12,2 0,39 0,16 0,001 19,5 5,9 26,6 11, Коллектор 103 48,7 622,0 1,8 0,15 0,002 285,2 10,6 117,2 9, Окончание табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Баганское месторождение Скв. 104 144,7 2249,5 11,0 317, Скв. 105 65,7 3404,8 2,1 19, Скв. 106 105,3 2432,0 15,8 250, Скв. 107 55,3 972,8 5,3 122, Скв. 108 54,8 851,1 6,3 116, Скв. 109 75,9 1155,2 9,5 166, Скв. 110 79,6 1428,8 8,5 191, Скв. 111 110,8 2553,6 18,0 269, Скв. 112 57,5 851,2 8,5 127, Скв. 113 37,8 425,6 4,2 86, Коллектор 114 159,1 2036,8 17,9 1,73 475,0 26,4 481,5 51, Харьягинское месторождение Скв. 115 45,8 194,5 8,46 87, Скв. 116 56,5 753,9 10,6 117, Скв. 117 66,6 948,5 16,9 132, Скв. 118 72,8 1337,6 10,6 162, Скв. 119 103,0 3550,7 26,6 245, Скв. 120 107,9 3672,3 29,2 227, Скв. 121 107,2 4012,8 26,2 227, Скв. 122 107,0 2942,7 24,5 225, Скв. 123 141,9 1289,0 33,8 461, Скв. 124 191,2 2164,5 17,8 477, Скв. 125 142,9 1124,8 88,4 306, Скв. 126 193,8 1580,8 31,7 961, Скв. 127 142,4 972,8 2,5 0,75 0,05 443,6 18,0 494,8 43, Коллектор 128 140,3 958,0 2,5 0,75 0,05 441,2 17,9 496,2 41, Таблица 1. Полный химический анализ пластовой воды скв. 274-В (с токсичными элементами) Компонент мг/л Компонент мг/л 0, + 2+ Литий Li Ртуть Hg 0, Хром (Cr + Cr ) + Аммоний NH4 Не обн.

3+ 6+ 17, 0, + 2+ Калий K Селен Se 45, + Натрий Na Фтор F 6643,0 0, 2+ Магний Mg Хлор Cl 87,5 11211, 2+ Кальций Са Бром Br 412,0 66, 2+ Стронций Sr Йод I 63,0 17, 2+ 2 Барий Ва Сульфат SO - 2, 2+ Железо закисное Fe Не обн. Гидросульфат HSO4 Не обн.

3+ Железо окисное Fe Не обн. Гидросульфид HS Не обн.

3+ 2 Алюминий Al Тиосульфат S2O3 Не обн.

0, 2+ 2 Марганец Mn Сульфит SO3 Не обн.

0, 2+ Медь Cu Гидрокарбонат НСО 0,002 18, 0, 2+ 2 Кобальт Со Карбонат СО3 Не обн.

0, 2+ Никель Ni Гидросиликат HsiO3 Не обн.

0, 2+ Свинец Pb Гидрофосфат НРО42- Не обн.

0, 2+ Цинк Zn Нитрит NO2 Не обн.

4+ Титан Ti Нитрат NO3 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 Ra226 1,3;

торий-232 Th232 0,33;

цезий-137 Cs137 0,33;

калий-40 К40 0,031;

уран-238 U238 0,4;

стронций- Sr90 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 ci=kM, где ci – содержание компонента в воде, мг/л;

М – минерализация пластовой воды, г/л;

k – коэффициент пропорциональности, мг/г).

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.

С о д е рж а н и е м е та л ла, м г /л 0 50 100 150 200 М и н е р а л и з а ц и я, г /л Р и с. 1.1. З а в и с и м о с т ь с о д е р ж а н и я щ е л о ч н о з е м е л ь н ы х м еталлов в п ластовы х вод ах от м и н ерали зац и и :

1– м агн и й ;

2 – строн ц и й Таблица 1. Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных месторождений № Минерали- Содержание микрокомпонентов, мг/л Месторождение п/п зация, г/л I Br B Mg Li Rb Cs Sr Западно-Тэбукское 1 115,7 13,7 401,6 9,8 2188,8 6,2 0,7 0,02 273, Усинское 2 44,0 14,8 111,1 6,5 267,2 2,5 0,22 0,014 154, Возейское 3 48,7 10,6 117,2 9,5 622,0 1,8 0,15 0,002 285, Харьягинское 4 140,3 17,9 496,2 41,8 958,0 2,6 0,75 0,05 441, Пашнинское 5 62,9 7,4 200,0 5,7 972,8 2,8 0,4 0,13 126, Джьерское 6 76,4 7,6 256,9 15,0 1337,6 4,4 0,7 0,25 175, Мичаюское 7 81,5 8,5 211,0 20,0 1034,0 3,0 0,6 0,25 187, Северо 154,1 16,9 241,1 9,0 2614,4 3,2 0,4 0,25 121, Савиноборское Восточно 183,8 25,4 329,0 12,8 2554,0 3,0 0,7 0,3 135, Савиноборское Расьюское 10 235,9 30,4 540,3 35,2 3040,0 6,5 1,9 0,5 669, Береговое 11 114,7 12,7 367,8 10,0 1763,2 3,2 0,7 0,25 247, Нижне-Омринское 12 50,2 22,2 375,0 14,7 973,0 1,2 0,2 0,02 175, Верхне-Омринское 13 138,4 14,6 541,5 21,3 3405,0 4,0 0,5 0,02 435, Вой-Вожское 14 20,7 9,5 68,6 8,2 243,2 1,6 0,2 0,02 58, Нибельское 15 120,0 11,6 488,2 14,7 2310,0 1,9 0,4 0,01 308, Баганское 16 159,1 26,4 481,5 51,0 2036,8 17,9 1,7 0,3 475, Ярегское Не опр. Не опр. Не опр.

17 20,3 0,14 12,8 0,8 194,6 0, С оде р ж ан и е г ал ог е н ов, м г /л 0 50 100 150 200 М и н е р а л и з а ц и я, г /л Р и с. 1.2. З а в и с и м о с т ь с о д е р ж а н и я г а л о г е н о в в п л а с т о в ы х в о д а х о т м и н ер али зац и и :

1 – й о д а ;

2 – б р о м а ( к о н ц е н т р а ц и я б р о м а в в е л и ч и н а х 0,1 С ) 1.2. Пластовые воды газоконденсатных месторождений Вуктыльское газоконденсатное месторождение относится к типу массив но-пластовых с большим этажом газоносности. Оно характеризуется крупными размерами и запасами, неоднородным строением карбонатных коллекторов и высоким содержанием конденсата в газе [19].

Основная залежь Вуктыльского месторождения приурочена к отложени ям нижнепермско-каменноугольного возраста, характеризующимся преоблада нием в разрезе уплотненных карбонатных пород, линзообразно-гнездовым рас пространением поровых коллекторов, отсутствием изолирующих разделов по разрезу, а также сильно развитой трещиноватостью и кавернозностью пород. В пределах Вуктыльского месторождения помимо тектонической трещиновато сти, вероятно, получила широкое развитие трещиноватость химическая.

Изменение кислотно-щелочного баланса среды в продуктивных зонах способствует в большей или меньшей степени протеканию сменяющих друг друга процессов глинизации и кальцитообразования. Кальцитообразование и глинизация являются причинами появления зон неоднородности в породообра зующих минералах.

Карбонатные породы с глинистыми включениями могут изменять свою структуру под воздействием минерализованной пластовой воды. Глинистые минералы представлены, главным образом, каоленитом и монтмориллонитом, которые состоят из двуокиси кремния SiO2 (30-70 %), окиси алюминия Аl2Оз (10-40%) и воды Н2О (5 - 10%);

в меньших количествах содержатся окислы двух - и трехвалентного железа Fе2О3, FеО, двуокись титана TiO2, окислы калия К2O, магния МgО, кальция СаО, натрия Na2О, углерода CO2 [20].

Кроме основных компонентов глинистые породы содержат так называе мые поглощенные ионы. Способность удерживать ионы различного заряда объ ясняется в основном поверхностными энергетическими свойствами отдельных силикатных кристаллов и их агрегатов. Наиболее распространенными погло щенными катионами являются кальций (Са2+), магний (Мg2+), водород (Н+), натрий (Na+), калий (К+), анионами – фосфаты (РO43-), сульфаты (SO42-) и хлор (Сl2-). Сумма поглощенных ионов носит название поглощенного, или обменно го, комплекса. Практическое значение поглощенного комплекса состоит в его влиянии на пластичность и адсорбционные свойства глин [21]. Каоленит Аl2 (Si2O5)(ОН)4 в нейтральной среде является устойчивым соединением, но при увеличении концентрации ионов калия (К+) в пластовой воде каоленит может преобразовываться в монтмориллонит К2(H2O)х [А12(AlSI3O10)(OH)2-х(Н2О)х].

При изменении рН пластовой воды так же могут происходить изменения в строении породообразующих минералов. В щелочной среде возможно вымыва ние ионов алюминия из каоленита. Являясь амфотерным соединением, алюми ний А1 способен образовывать соли алюминиевой кислоты – алюминаты, кото рые, гидролизуясь в воде, образуют коллоидный осадок гидроокиси алюминия.

NаAlО2 + 2Н2О А1(ОН)3 + Nа+ + ОН Двуокись кремния также в щелочной среде может образовать коллоид ный осадок – кремниевую кислоту.

SiO2 + 2NaOH Na2SiO3 + H2O Na2SiO3 + Н2О H2SiO3 + Na+ + ОН Гидроокись алюминия и кремниевая кислота способны закупоривать по ры пласта. При увеличении рН сдвигается углекислотное равновесие в cторону образования карбонат-ионов (СОз2-), что способствует образованию осадков карбоната кальция и магния в порах пласта.

Н2СОз Н+ + НСО-3 2Н+ + СО2- В кислой среде смещение карбонатного равновесия происходит в сторону образования гидрокарбонат-ионов (НСО-з), что способствует частичному рас творению карбонатов кальция и магния. Этот процесс характеризуется увели чением концентрации гидрокарбонат-иона в пластовой воде.

Таким образом, в процессе эксплуатации газоконденсатных месторожде ний периодически происходят процессы, сопровождающиеся как увеличением пористости и проницаемости пластов, так и закупоркой пор – глинизацией.

Этот процесс можно наблюдать, проанализировав анионно-катионный состав пластовых вод как по отдельным скважинам, так и по месторождению в целом.

Состав пластовой воды по отдельным скважинам ВГКМ приведен в таблице 1.5. Для более объективной оценки были проанализированы составы вод сква жин, расположенных в восточной (скв. 61 и 163), западной (скв. 276), южной (скв. 63) и северной (скв. 98) частях месторождения. Концентрация макро компонентов в пластовых водах изменяется закономерно. Так, в 1989 году наблюдается максимальная концентрация ионов хлора и суммы ионов натрия и калия в южной (скв.63) и западной (скв. 276) частях, в то время как в северной (скв. 98) и восточной (скв. 61 и 163) их концентрация минимальна. В западной части месторождения максимальная концентрация указанных ионов наблюда ется в 1994 году, в это же время в восточной части наблюдается минимум. Со поставление этих результатов позволяет сделать предположение, что процессы карбонизации и глинизации в породе происходят последовательно с востока на запад по часовой стрелке.

Максимальная концентрация ионов кальция и магния наблюдается в пла стовой воде при максимальной концентрации гидрокарбонат-ионов в кислой среде (табл. 1.5). Увеличение концентрации перечисленных ионов и снижение рН пластовой воды приходится на период роста проницаемости пластов и сни жения пластового давления в целом по месторождению (табл. 1.6).

Таблица 1. Изменение минерального состава пластовых вод Вуктыльского газоконденсат ного месторождения в период с 1989 по 2001 годы.

Мине- Дебит Дебит Содержание ионов, мг/л УД.

№ Дата рализ. в газа вес. воды рН скв отбора млн.м безмет.

г/см3 м3/сут смеси, г/л в сут.

Вг- I- НСО3- SO4- Сl- Na++K+ Са2+ Mg2+ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 63 11.89 6,2 1,2 296,87 369,78 2,54 134,2 570,0 183466,2 94623,62 11623,62 6080,0 1,6 0, Не опр.

05.91 5,01 1,174 253,63 88,83 32,95 408,0 153271,0 85622,79 10420,8 1787,52 2,12 0, 11.91 5,01 1,0175 254,66 187,79 17,77 2,44 634,0 153271,0 86910,79 9839,64 1538,16 3,0 0, 05.92 5,14 1,169 245,66 288,01 12,31 18,5 449,63 150088,4 83670,95 9456,52 1671,05 3,0 0, * 05.93 6,41 1,17 244,69 302,44 8,43 4,88 818,0 150447,7 888,13 6693,36 1057,92 2,1 0, 01.94 5,88 1,167 242,08 295,63 6,35 36,76 700,81 147388,7 847388,7 8007,99 1379,61 - 10.94 6,36 1,183 268,94 366,52 6,43 27,19 963,9 163637,5 92634,35 9780,06 1526,69 - 05.95 6,84 1,162 232,99 434,63 12,9 40,94 734,0 142086,5 78416,99 9473,49 1792,51 0,65 0, 09.95 6,79 1,162 234,47 298,86 12,69 35,39 692,0 140352,8 79855,77 8416,8 2006,4 2,6 0, 04.96 5,84 1,173 252,04 347,17 16,56 57,55 792,65 153587,1 85843,97 975,95 1647,1 2,8 0, 08.96 6,46 1,168 243.09 302,77 12,72 37,92 771,8 148070,5 82709,28 9842,61 1340,43 1,1 0, 04.97 5,86 1,173 252,24 309,57 10,27 64,19 971,02 153596,6 86042,78 9526,93 1721,94 2,6 0, 04.98 6,03 1,163 234,21 327,74 8,88 73,24 616,88 143473,1 76248,05 11025,72 2432,82 3,0 0, 05.99 5,62 1,175 254,5 341,12 10,19 61,27 1729,5 154679,6 85220,51 10044,13 8410,59 1,71 0, 04.00 5,9 1,162 233,81 292,52 12,94 49,76 632,53 149965,6 91832,04 20,39 6,12 2,3 0, 07.01 5,93 1,169 244,7 322,8 8,93 73,57 664,65 149508,0 84284,7 9548,41 2110,7 6,71 0, Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 98 - 5,95 1,97 158,61 249,44 67,94 38,39 125,9 100276.8 40126,14 11352,0 6378,01 1,0 0, 09.90 - - 206,74 356,66 82,55 85,4 420,0 126729,6 65093.41 12024,0 1945,6 - 09.90 5,86 1,134 222,89 175,8 101,52 48,82 352,0 136837,0 73556,99 9230,42 2582,78 2,4 0, 05.90 - 1,077 132,48 242,91 16,1 141,77 385,59 81153,84 42515,79 6351,15 1669,98 1,5 0, 05.91 5,29 1,131 186,97 - 152,74 34,27 409,23 114492,47 60539,6 10050,15 1292,84 1,8 0, 09.91 5,55 1,008 19,38 34,89 1,05 43,19 100,1 11828,62 6097,76 1013,14 258,2 1,5 0, * 02.93 5,46 1,12 210,56 317,03 18,96 45,15 517,0 128541,7 70739,28 8897,76 1483,52 1,7 0, * 03.93 6,4 1,095 156,44 307,01 17.22 18,71 294,29 95848,01 50345,73 8190,96 1416,5 - 12.93 5,81 1,13 196,36 373,92 12,72 7,06 575,84 118556,26 75084,94 140,66 287,68 1,6 0, 04.94 6,47 1,13 196,84 387,58 21,8 45,01 436,52 120758,89 63990,27 8707,32 2488,15 0,92 0, 04.94 6,95 1,134 25,73 236,86 24,81 8,79 264,5 15374,69 8568,09 1010,62 237,78 - 06.94 6,41 1,16 278,13 440,3 21,57 109,84 778,0 170160,0 91394,64 12424,8 2796,8 - 06.94 6,58 1,16 272,17 440.3 21,57 109,84 778,0 166615,0 88864,64 12424,8 2918,4 - 11.94 6,04 1,134 193,1 377,97 10,15 76,28 555,0 118403,0 60665,26 10821,6 2188,8 2,2 0, 04.95 6,94 1,122 186,66 346,03 21,57 85,44 391,02 114354,7 59841,5 9820,21 1799,79 0,79 0, 10.95 5,95 1,124 72,48 331,11 16,76 71,88 274,21 44995,74 16602,79 8649,77 1543,7 1,2 0, 02.96 5,68 1,142 195,78 424,74 19,06 59,86 884,88 119481,95 - - - 0,72 0, 05.96 5,35 1,128 198,67 381,6 36,88 152,03 794,16 122183,9 55950,7 16643,01 2524,69 0,83 0, 10.96 5,84 1,135 187,6 365,68 29,23 59,88 228,71 115178,7 60576,54 9030,08 2130,85 1.0 0, 02.98 5,0 1,132 196,31 377,51 103,1 122,41 631,06 120696,41 61481,75 9547,64 3354,06 3,16 0, 05.98 6,23 1,145 224,6 386,72 15,29 85,77 324,22 138634,42 70619,24 10563,25 3967,87 2,24 0, 07.98 4,0 1,145 220,42 470,67 16,5 85,4 503,33 134750,0 72154,45 10550,0 1890,0 2,85 0, 01.99 6,43 1,121 204,21 411,22 32,39 129,72 1281,21 124665,5 64889,92 9994,51 2806,97 2,98 0, 03.99 6,34 1,117 201,28 343,25 24,22 90,57 1338,98 122496,7 34471,5 19605,78 1909,04 2,69 0, Продолжение табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 06.99 6,26 1,143 225,0 429,55 22,95 98,06 627,97 137582,27 71505,17 12057,05 2411,41 2,8 0, 10.99 4,0 1,41 211,29 450,13 25,48 85,75 197,68 130027,35 66243,01 15446,83 2710,99 1.8 0, 02.00 6,18 1,144 201,16 397,36 19,13 85,79 481,5 121303,5 78278,86 442,02 156,72 2,82 0, 07.00 4,79 1,145 211,3 346,01 12,69 85,4 212,5 129500.0 73983,87 4500,0 2700,0 3,03 0, 10.00 6,12 1,145 199,89 392,36 21,57 73,2 557,99 122500,0 64447,15 9500,0 2400,0 2,52 0, 02.01 6,27 1,146 205,35 397,95 24,11 73,2 491,95 126000,0 64966,72 11000,0 2400,0 3,68 0, 276 04.90 - 0,98 8,36 - - 279,44 57,26 4953,07 2345,41 504,92 222,82 0,84 0, 11.90 - 1,14 219,43 314,72 73,66 73,2 465,0 135258,75 67410,34 12424,79 3404,8 2,8 0, 04.91 6,92 0,973 3,44 - 109,16 156,16 2,15 1905,91 1054,04 176,7 31,38 0,54 0, 11.91 7,94 0,959 1,55 - - 178,85 32,33 764,01 571,03 4,32 1,32 0,52 0, 06.92 4,34 1,002 35,2 38,32 6,09 2,61 80,28 21628,55 10834,53 8273,7 338,41 0,59 0, * 07.93 4,74 0,998 8,49 11,26 0,6 44,38 57,58 5156,43 2717,07 376,51 128,97 0,1 0, 06.94 4,21 0,996 12,82 14,89 3,95 25,28 89,78 8130,97 2327,33 1660,27 579,3 0,1 0, 03.95 7,19 0,932 4,60 2,59 - 431,32 12,54 2451,75 1551,17 108,3 44,68 0,59 0, 08.95 6,41 0,987 0,91 4,94 1,31 157,44 8,26 410,12 300,74 19,03 4,52 - 12.95 4,21 1,132 191,65 110,28 21,57 890,89 1475,0 126235,7 12829,63 33066,0 170,24 - 12.95 4,31 1,133 190,05 106,28 21,57 854,28 1270,0 124553,58 17375,12 360,0 158,08 - 01.95 7,56 0,956 2,11 7,84 5,54 811,32 6,1 604,25 613,88 39,31 23,86 0,25 0, нет 04.96 7,78 0,925 2,28 2,61 2,76 782,74 12,83 715,63 746,83 8,72 5,28 0, 12.97 7,96 1,961 2,5 3,4(|, - 747,37 838,31 141,15 765,72 6,5 1,32 0,39 0, 04.97 7,58 0,972 0,75 15,42 2,88 419,96 31,12 63,21 206,62 7,73 1,93 - 07.97 6,96 0,995 0,27 2,4 - 158,84 5,28 26,62 71,16 6,02 1,22 - 03.98 6,5 0,951 0,98 2,61 4,14 212,42 2,86 429,61 263,97 34,88 30,43 0.1 0, 03.99 7,0 0,970 1,02 4,35 2,76 676,88 6,85 45,99 279,74 4,35 2,61 0,67 0, 10.01. 6,91 0,968 3,31 2,03 - 294,76 9,79 1860,38 625,89 381,49 137,33 0,24 0, Окончание табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 61 11.90 - 1,033 60,05 123,87 5,08 158,6 295,0 36811,59 16991,13 4809,6 851,2 0,7 0, нет 04.94 7,48 0,971 7,65 2,44 2,58 12,39 56,86 4585,8 2945,85 32,55 13,13 0, 05.97 4,65 1,105 185,01 349,36 25,51 28,21 603,02 111569,14 59614,67 7250,74 2566,46 0,2 0, 08.98 5,92 1,164 234,22 499,47 32,04 147,88 618,48 143849,7 72348,42 13699,2 3069,7 0,3 0, 06.99 7,8 1,178 271,01 567,2 38,66 730,92 1473,16 167182,66 76548,56 17770,3 6701,63 0,5 0, 10.99 4,0 1,157 233,89 539,37 35,69 73,52 323,3 144133,3 71161,63 14312,9 3314,56 0,1 0, 163 11.90 - 1,113 169,4 165,66 123,19 97,6 590,0 105533,1 48159,46 9619,2 5107,2 1,2 0, 09.91 4,91 1,061 173,35 96,4 16,5 19,37 177,78 106537,6 55542,01 9458,03 1505,52 0,7 0, * 03.93 4,67 1,131 222,25 435,34 29,35 3,78 510,86 136241,7 70195,06 12367,8 2158,52 1,2 0, 04.96 5,86 1,114 184,73 367,93 77,02 74,07 816,23 1125,89 59987,91 9227,17 1590,6 0,12 0, 11.96 4,71 1,163 273,6 461,6 29,95 30,05 728,48 167373,0 89031,5 13570,6 2370,52 1,8 0, 04.97 5,49 1,135 211,23 424,43 36,64 65,45 1191.18 128787,0 67083,74 11574,0 2069,25 1,5 0, 04.98 6,46 1,138 203,55 313,4 21,97 49,73 237,69 125347,9 67494,55 6736,91 3344,62 1,0 0, Таблица 1. Год Пластовое Прони- Содержание, мг/л Карбо Порис Глини- низа экс- давление цаемость тость зация % ции плуа- Nа+ + К+ НСО3 -15 (МПа) К·100 м m, (%) тации % 1989 4,82 250 10 58314,44 192,29 71,0 62, 1990 4,43 250 10 40104,30 5918,90 49,0 100, 1991 3,80 250 10 43984,90 60,82 54,0 20, 1992 3,72 350 10 47253,00 10,50 58,0 3, 1994 4,07 700 10 39104,40 34,90 48,0 11, 1995 3,33 1250 10 41790,60 233,40 51,0 75, 1996 3,50 1315 10 54789,80 246,80 67,0 80, 1997 3,34 1233 10 53272,00 150,00 65,0 48, 1998 2,83 875 10 56888,00 116,20 69,0 37, 1999 2,98 750 10 54658,00 310,00 67,0 100, 2000 2.98 525 14 82034,33 65,61 100,0 21, 2001 2,94 450 20 55888,00 142,50 68,0 46, Концентрация брома в пластовой воде отдельных скважин с ростом кон центрации сульфат-ионов возрастает. На стадии выщелачивания пород (мирге лей, ангидритов) в слабокислой среде происходит обогащение пластовой воды ионами SO42- и Br -.

Концентрация йода и брома в пластовой воде не претерпевает значитель ных изменений во времени, средняя концентрация находится в пределах от до 26 мг/л и 250 мг/л соответственно.

Анализ изменения концентраций бора, лития и стронция выполнить для пластовых вод ВГКМ во времени не представляется возможным из-за отсут ствия данных по составу вод.

Содержание основных компонентов в пластовых водах газоконденсатных месторождений приведено в табл. 1.7, извлекаемых компонентов в пластовых водах газоконденсатных месторождений – в табл. 1.8.

Пластовые воды газоконденсатных месторождений кондиционны по йоду, брому, стронцию, литию и магнию.

Таблица 1. Содержание основных компонентов в пластовых водах газоконденсатных месторождений Плот Минера- ность,, Содержание основных компонентов в пластовых водах, мг/л № Объект лизация, г/см п/п исследования г/л HCO3- SO42- Cl- Na+ K+ Ca2+ Mg2+ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Вуктыльское месторождение ГКИ, скв. 1 229,9 1,155 87,26 641,2 137681 65444 997 13283 Флюидонос ный комплекс 2 1166 - 90,8 766,7 151906,7 83852,9 10144,2 1910, С-Р Флюидонос ный комплекс 3 1163 - 116,6 630,3 149686,7 80452,5 12673,1 1366, D3-С Василковское месторождение Водоносный 4 100,4 1,073 115,6 1854 59371 58184 1157 5210 комплекс С-Р Нижнеперм ский С-Р1, скв. 5 94,8 1,07 756,4 912,0 54557,0 54558,0 5120,0 1070, 2371- С Нижнеперм ский С-Р1, скв. 6 105,9 1,078 1555,0 2796,0 64184,0 64184,0 5300,0 1909, 2544- С2В Окончание табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Печоро-Кожвинское месторождение Водоносный комплекс, 7 124,3 1,087 160 132 76570 38142 762 5709 Д3-С D2-D3f1, скв. 8 3446-3459 200,7 1,142 67,0 182,0 124430,0 55854,0 17650,0 2554, D2st D2-D3f1, скв. 9 3446-3459 202,6 1,143 98,0 186,0 125493,0 56498,0 17800,0 2493, D2st Лаявожское месторождение Скв. 10 123 46,0 559,2 75863 35380 712 8240 11 4480- Dz st 188,74 1128 29,28 454,3 115334,0 55539,25 15024,3 1182, скв. 12 4480- Dz st 181,75 1125 417,7 111470,0 53817,24 14160,0 1313, скв. 4621- 13 Dz аt 143,58 1107 183,0 68,7 93542,50 46844,33 1280,0 1155, скв. Таблица 1. Содержание извлекаемых компонентов в пластовых водах газоконденсатных месторождений Содержание компонентов в пластовых водах, мг/л № Объект рН п/п исследования Mg2+ Li+ Rb+ Cs+ Sr2+ I- Br - B3+ Вуктыльское месторождение ГКИ, скв. 1 5,3 4291 6,7 265,7 40,2 441,7 24, Скв. 2 3404,8 73,65 314, Скв. 3 5,93 2110,7 10,19 341, Скв. 4 5,86 1590,6 77,02 367, Скв. 5 7,8 6701,93 38,66 567, Скв. 6 6,09 1201,92 16,52 415, Василковское месторождение Водоносный 7 1489 18 комплекс С-Р Печоро-Кожвинское месторождение Водоносный комплекс Д3 8 2077 229,4 27,5 С Лаявожское месторождение Скв. 9 2116 414,0 17,0 252 65, Скв. 7 5,89 1200 15,23 395, Западно-Соплесское месторождение 10 46,0 380, 1.3. Оценка целесообразности использования пластовых вод в качестве гидроминерального сырья Изученный основной и микрокомпонентный состав пластовых вод нефтяных и газовых месторождений позволяет установить экологическую опасность пластовых вод, определить месторождения гидроминерального сы рья и перечень извлекаемых компонентов.

Для выявления в Тимано-Печорской провинции перспективных на гид роминеральное сырье нефтяных и газоконденсатных месторождений была проведена технико-экономическая оценка всех разрабатываемых объектов. Го довая прибыль определялась по разности между годовым выпуском продукции в денежном выражении и годовыми эксплуатационными затратами, рассчитан ными по методике ВСЕГИНГЕО [22].

Величины эксплуатационных запасов попутных вод определялись как усредненные величины за период 1995-2010 год. Оценка проводилась по сле дующим видам готовой продукции: карбонат лития, хлорид рубидия, карбонат стронция, оксиды кальция и магния, йод, бром, борная кислота и хлорид натрия.

В результате обработки данных по составу вод, эксплуатационным запа сам и технико-экономическим показателям установлен перечень гидромине ральных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (табл. 1.9).

Извлечение йода и брома из пластовых вод Василковского, Западно Соплесского и Печоро-Кожвинского месторождений не целесообразно, эконо мический эффект от внедрения технологий комплексной переработки минима лен и составляет 87,24 тыс. рублей в год, 64,81 тыс рублей в год и 0,88 тыс руб.

в год соответственно. Низкая эффективность объясняется малыми дебитами пластовой воды на указанных месторождениях. Пластовые воды указанных ме сторождений могут быть использованы в качестве гидроминерального сырья лишь в случае перевода газовых скважин на водные, со значительным увеличе нием их дебита по воде.

Пластовые воды Лая-Вожского и Вуктыльского месторождений целесо образно использовать в качестве гидроминерального сырья. Наиболее перспек тивными являются пластовые воды девонской залежи Лая-Вожского месторож дения, прибыль от их переработки составит (по предварительным оценкам) 36703,29 тыс. руб./год.

Пластовые воды Вуктыльского месторождения так же могут быть исполь зованы в качестве гидроминерального сырья. Ежегодная прибыль при внедре нии технологий комплексной переработки пластовых вод может составить (по предварительным оценкам) 4579,6 тыс. руб./год.

В процессе разработки месторождения пластовые воды со всей террито рии собираются на головных сооружениях, где происходит их смешение и разубоживание. Для повышения эффективности использования пластовых вод Вуктыльского месторождения имеет смысл разработка мобильных передвиж ных установок для извлечения ценных компонентов на отдельных участках.

Таблица 1. Технико-экономические показатели извлечения ценных компонентов из пластовых вод газоконденсатных месторождений Укрупнен ные затраты Годовой Годовые экс Коэффициент на извлече Получаемая Коэффициент выпуск плуатацион № перевода ние i-ой по Компонент промышленная извлечения продукции, ные затраты, п/п из компонента лезной про продукция Иi Вi, З, в соединения, К дукции на тыс.руб./год тыс. руб./год м3 сырья, руб/м 1 2 3 4 5 6 7 Василковское месторождение (скв. 1 и 3) Йод 1 J2 1,0 0,99 308,55 2,21 136, Бром 2 Br2 1,0 0,75 188,9 4,42 273, Западно-Соплесское месторождение Йод 1 J2 1,0 0,99 70,26 2,21 12, Бром 2 Br2 1,0 0,75 31,1 4,42 24, Печоро-Кожвинское месторождение Йод 1 J2 1,0 0,99 2,81 2,21 1, Бром 2 Br2 1,0 0,75 2,15 4,42 3, Лая-Вожское месторождение Йод 1 J2 1,0 0,99 4204,32 2,21 1371, Бром 2 Br2 1,0 0,75 5796,50 4,42 2742, Бор Н3ВО 3 5,63 0,95 3891,27 2,72 1687, Магний 4 MgО 1,7 0,98 33839,4 12,58 7803, Стронций 5 SrCO3 2,5 0,87 6268,94 5,95 3692, Окончание табл. 1. 1 2 3 4 5 6 7 Вуктыльское месторождение Йод 1 J2 1,0 0,99 1315,0 2,21 154, Бром 2 Br2 1,0 0,75 433,72 4,42 309, Бор Н3ВО 3 5,63 0,95 308,75 2,72 190, Магний 4 MgО 1,7 0,98 3543,27 5,44 880, Литий 5 Li2CO3 5,3 0,83 552,80 5,95 380, Стронций 6 SrCO3 2,5 0,87 758,46 5,95 416, Внедрение технологий комплексной переработки пластовых вод на Лая Вожском и Вуктыльском месторождениях позволит получать ежегодную при быль 41282,9 тыс. руб.

Стоимость полезных компонентов в 1 м3 попутных вод для нефтяных ме сторождений составляет: Западно-Тэбукское – 6,7 тыс. руб.;

Джьерское – 3,6 тыс. руб.;

Пашнинское – 2,5 тыс. руб.;

Мичаюское + Савиноборское место рождение – 4,2 тыс. руб. Из всех месторождений южной группы Тимано Печорской провинции наиболее перспективным на гидроминеральное сырье является Западно-Тэбукское месторождение, суммарная прибыль при ком плексной переработке пластовой воды составит 15654 млн. руб. в год.

2. Подготовка попутно добываемых пластовых вод Процессы извлечения неорганических компонентов из пластовых вод предъявляют требования по степени их очистки от углеводородов (нефтепро дуктов). Очистка пластовых вод от нефтепродуктов важна также при подготов ке вод к закачке в пласт для системы повышения пластового давления.

2.1. Существующие схемы и аппараты подготовки попутно добываемых пластовых вод к закачке В практике очистки нефтепромысловых вод наиболее широко применяют отстаивание. Ранее, в 70-х годах, например, на промыслах Башкирии, подготов ку сточных вод производили отстаиванием и фильтрацией через песчаные фильтры [23]. В настоящее время используют только отстой.

Применяются отстойники различных конструкций: напорные горизон тальные (200 м3) и вертикальные (до 10000 м3). Характеристика работы обору дования приведена в табл. 2.1. Расчеты эффективной работы промышленных отстойников базировались на определении скорости всплывания глобул нефти размерами 50-80 мкм и оседания взвешенных веществ размерами 20-30 мкм [24, 25]. Однако практика показывает, что ориентироваться надо на меньшие размеры, которые необходимо определять экспериментальным путем.

Таблица 2. Характеристика работы очистного оборудования Содержание примесей до очистки Производи после очистки, мг/л Тип, марка установки тельность, тыс. м3/сут Взвешенные Нефтепродукты вещества Мультигидроциклон 70-220 100- 3, НУР-3500 25-60 5- До 10000 Установка УБО-3000 3, 30 Фильтр-отстойник До 20000 20- 1, ФЖ-2973 10-15 10- Резервуар-отстойник 1000 3- РВС-2000 50 Резервуар-отстойник 1000 5- РВС-3000 50 Резервуар-отстойник 1000 8- РВС-5000 50 Наибольшее распространение на промыслах получили резервуары отстойники РВС-5000 и РВС-10000, оборудованные распределителями потоков жидкости лучевого или колпачкового типов [26]. Конструкция отстойников с лучевыми распределителями приведена на рис. 2.1. Внедрялись и унифициро ванные распределители потоков жидкости (УРПЖ) колпачкового типа кон струкции ВНИИСТнефти (рис. 2.2).


Рис. 2.1. Резервуар-отстойник с двухлучевыми распределителями потока жидкости 1 – входной трубопровод;

2 – перфорированные трубы;

3 – отражательные лотки;

4 – перфорированные трубы узла вывода;

5 – гидрозатвор;

6 – антисифонный патрубок;

7 – трубопровод вывода;

8 – стояк Рис. 2. 2. Резервуар-отстойник с колпачковыми распределителями потоков жидкости 1 – узел ввода воды;

2 – патрубок;

3 – колпачковый отражатель;

4 – экран;

5 – выходной трубопровод;

6 – отбойник;

7 – трубка вывода уловленной нефти;

8 – стояк Для предварительной очистки нефтепромысловых сточных вод от нефтепро дуктов и взвешенных веществ применяется мультигидроциклон типа НУР-3500.

Следует кратко остановиться на зарубежном опыте подготовки нефте промысловых сточных вод.

В современной зарубежной практике обычно применяют две основные технологические схемы: с использованием индукционного газового флотатора (рис. 2.3) и с гидроциклонами (рис. 2.4) [27-29].

Эмульсия Полиэлектролит Рис. 2. 3. Схема очистки попутной воды с индукционным газовым флотатором 1 – горизонтальный отстойник;

2 – пластинчатый сепаратор;

3 – индукционный газовый флотатор;

4 – двухслойные фильтры Эмульсия Рис. 2.4. Схема очистки попутной воды с гидроциклонами 1 – трехфазный сепаратор;

2 – гидроциклоны отделения нефти от воды;

3 – гидроциклон отделения взвешенных веществ При работе по схеме с флотатором (рис. 2.3) попутная вода сначала по ступает в горизонтальный отстойник, в котором полностью отделяются части цы нефти с размером dн 150 мкм. Далее попутная вода с содержанием нефти 2500 мг/л и взвешенных веществ 100 мг/л поступает в пластинчатый сепаратор, где в качестве пластинок используются гофрированные плиты из пластмассы со стеклом или из нержавеющей стали, плиты имеют угол наклона 45о. Критерий Рейнольдса поддерживается Re 1400, скорость воды между пластинками – Wв 20 см/с. Сепаратор удаляет частицы нефти dн 60 мкм, время пребывания жидкости в аппарате 20-50 мин.

Из сепаратора вода с содержанием нефти 200 мг/л поступает в индукци онный газовый флотатор, где насыщается нефтяным газом при помощи цикло турбин. Последующее разгазирование приводит к образованию мелких пузырь ков газа размером 30-120 мкм, которые флотируют нефть и взвешенные веще ства. Время пребывания жидкости во флотаторе составляет 20-40 мин. Гидрав лическая нагрузка составляет 0,56 м/ч без применения коагулянтов и 0,976 м/ч с коагулянтом для флотатора прямоугольной формы и 4,88 м/ч и 9,76 м/ч для флотатора цилиндрической формы соответственно. Коэффициент расхода газа по взвешенным веществам составляет 0,02 - 0,1 кг газа/ кг взвешенных веществ.

Обычно добавляют 20-150 мг/л коагулянта и 1-5 мг/л флокулянта. Флотатор секционирован на 5 камер, в 4-х из которых установлены циклотурбины с мно голопастными роторами. Пятая камера используется для дегазации потока.

Попутная вода из флотатора с содержанием нефти 25 мг/л и взвешенных веществ 10 мг/л после добавления полиэлектролита поступает в двухслойные фильтры. Фильтры представляют собой сосуды под давлением, содержащие слой антрацита размером 750 мкм над слоем более мелкого гранита (250 мкм).

Нагрузка на фильтр по воде составляет от 25 до 80 м3/м2*ч. Время подключения фильтра в рабочий цикл составляет 8-12 час, после чего фильтр подвергается обратной промывке. Вода на выходе имеет следующие характеристики: содер жание эмульгированной нефти – 5 мг/л;

растворенной нефти – 5 мг/л;

взвешен ных веществ – 2 мг/л. В случае необходимости очистки до 1 мг/л применяются фильтры со сменными полипропиленовыми элементами.

При очистке попутной воды гидроциклонами (рис. 2.4) жидкость сначала поступает в трехфазный сепаратор, откуда с содержанием нефти 2500 мг/л и взвешенных веществ 100 мг/л – в цепь гидроциклонов (2 – для отделения нефти от воды и 1 – для отделения взвешенных веществ). Гидроциклоны обычно рабо тают под давлением 1-2 атм, удаляют частицы нефти dн 5-10 мкм. После гид роциклонов вода содержит 5-10 мг/л нефти и 2-5 мг/л взвешенных веществ.

2.1.1. Анализ работы промысловых отстойников В настоящее время на нефтяных промыслах применяют два типа отстой ников: РВС-5000 с лучевым распределителем и РВС-10000 с колпачковым устройством распределения потока жидкости (УРПЖ). В РВС-10000 отбор уловленной нефти производится с 9 м при высоте «нефтяной подушки» 3-4 м, в РВС-5000 – с 6-8 м при высоте «нефтяной подушки» 1-2 м [30-32].

Паспортное время пребывания жидкости в отстойниках составляет 8 час (при принятом размере капель нефти 80 мкм), фактическое (по нашим данным) для РВС-5000 – 3,5 час, для РВС-10000 – 2,3 час. По проектной документации степень очистки пластовых вод в резервуарах-отстойниках составляет: по нефти – до 30-50 мг/л;

по взвешенным веществам – до 20-40 мг/л. Фактическое экспериментально определенное содержание примесей до и после очистки при ведено в табл. 2.2. Анализ воды проводился в течение рабочей смены, пробы воды на входе и выходе очистных сооружений отбирались с учетом времени пребывания жидкости в аппарате.

Из данных табл. 2.2 видно, что очистные сооружения на промысле не обеспечивают необходимой степени очистки ни для использования сточной во ды в системе поддержания пластового давления, ни для последующей перера ботки ее на ценные компоненты. Причины неудовлетворительной работы от стойников заключаются в неправильно заданном гидродинамическом режиме.

Таблица 2. Содержание нефти (мг/л) и взвешенных веществ (мг/л) на входе и выходе очистных сооружений нефтепромыслов № РВС-10000 «Уса» РВС-5000 «Возей»

п/п Вход Выход % очистки Вход Выход % очистки Нефть 1 219 142 35 224 176 2 640 251 61 164 168 3 600 136 77 64 80 4 512 221 57 256 100 5 125 88 30 98 142 6 560 308 45 - - Взвешенные вещества 7 86 68 21 86 70 2.1.2. Вещественный и дисперсный состав нефти и взвешенных веществ При разработке нефтяных месторождений ведется совместный сбор и транспорт нефтей, добываемых с различных горизонтов, в результате чего про исходит смешение попутных вод, добываемых вместе с нефтью. Смешение вод различных горизонтов приводит к нарушению равновесия в них и, как след ствие, к образованию тонкодисперсных взвесей, являющихся стабилизаторами водонефтяной эмульсии. Знание вещественного состава примесей позволяет корректно выбирать методы очистки пластовой воды от нефти и взвешенных веществ.

Был исследован вещественный состав примесей в резервуарах отстойниках РВС-5000 и РВС-10000 (табл. 2.3).

Таблица 2. Химический состав примесей в резервуарах-отстойниках Состав примесей, % масс.

Ас- Мех- Состав Точка отбора Парафи- Смо Вода Нефт фаль- при- мехпри ны лы тены меси месей ь РВС-10000 УПН «Уса»

1 м от днища CaCO Не опр.

43,5 1,53 5,34 1, 48, резервуара SiO 2 м от днища CaCO Не опр.

36,8 50,4 3,50 8,37 0, резервуара SiO 3 м от днища CaCO Не опр.

44,0 44,3 3,25 7,63 0, резервуара SiO 4 м от днища Не опр. Не опр.

65,3 3,69 9,20 0, 21, резервуара 5 м от днища следы Не опр.

26,0 61,3 3,89 8,28 0, резервуара CaCO 6 м от днища Отс. Не опр. Не опр.

86,1 2,35 11,54 0, резервуара 7 м от днища Не опр. Не опр.

0,09 87,6 2,46 9,82 0, резервуара 8 м от днища Не опр. Не опр.

0,09 86,8 1,88 11,23 0, резервуара Промежуточ- FeS, CaCO Не опр.

16,7 70,3 3,24 10,01 0, ный слой Mg(OH) РВС-5000 УПН «Возей»

1 блок проме Не опр.

24,0 22,1 4,87 47,0 1,73 0, жуточный слой 2 блок проме- FeS, CaCO Не опр.

50,6 40,3 1,62 6,92 0, жуточный слой Mg(OH) Донные отлож.

в очистных со- Отс. 22,7 Отс.

51,0 23,0 3,31 оружениях Вещественный состав водонефтяной эмульсии в резервуаре РВС- изменялся в следующих пределах (% масс.): вода – 0,09-48,16;

нефть – 43,5 87,6;

асфальтены – 1,53-3,89;

смолы – 5,34-11,54;

мехпримеси – 0,03-1,47. Осо бо следует отметить состав промежуточного слоя между нефтью и водой (% масс.): вода – 16,7;

нефть – 70,3;

асфальтены – 3,24;

смолы – 10,01;

мехпри меси – 0,29.

Механические примеси, по данным рентгенофазового и химического ана лиза, представлены сульфидом железа FeS, карбонатом кальция CaCO3, гидро окисью магния Mg(OH)2 и окисью кремния SiO2. Сульфид железа закономерно концентрируется в промежуточном слое. Рабочая высота аппарата, где проис ходит разделение водонефтяной эмульсии, составляла 5 м, механические при меси представлены здесь карбонатом кальция и окисью кремния.


Донные отложения в резервуаре-отстойнике представлены, главным об разом, органической фазой, основную долю в которой составляют асфальтены (50%). На высоте от 6 до 8 метров от днища резервуара формировалась устой чивая эмульсия, основную долю в которой составляла чистая нефть (87%), доля мехпримесей незначительна (0,03%). Анализ состава эмульсии показал, что по высоте резервуара происходит значительное изменение лишь в соотношении нефти и воды, увеличение же количества смол незначительно, а количество ас фальтенов и мехпримесей остается практически постоянным по всей высоте аппарата.

Преимущественно органический состав взвешенных веществ определяет их относительно низкую плотность и малую скорость оседания (1,25·10-5 м/с), что создает существенные трудности при очистке попутных вод от нефти и взвешенных веществ.

Дисперсный состав взвешенных веществ (ВВ) определялся по известной методике с использованием торзионных весов [33]. Радиус частиц определяли по уравнению H, r 2 9, где r – радиус частиц, м;

– динамическая вязкость эмульсии, равная 0,81·10-3 с/м2;

– разность плотностей, кг/м3;

– время, с.

Плотность хлопьев ВВ (по нашим данным) составляла 1,07 г/см3, пласто вой воды – 1,017 г/см3. Полученная дифференциальная кривая распределения ВВ по их размерам приведена на рис. 2.5.

Опытная дисперсия была аппроксимирована нормально-логарифмичес ким законом распределения [34]:

ln r ln r a exp, 2 ln r ln r 2 a где плотность распределения;

– r дисперсия распределения;

ln – математическое ожидание, равное среднему объемно – r геометрическому радиусу;

a – накопленная частость, накопленный объем (масса).

Получено, что для исследованных частиц ВВ их средний объемно геометрический радиус (при a 0,5 ) составил 9 мкм.

Определение размера частиц эмульгированной нефти было проведено по методике ВНИИСПТнефти [35] с использованием сосудов Спильнера (вы сота отстоя Н = 0,4 м). Исследован дисперсный состав на входе и выходе очистных сооружений РВС-5000 и РВС-10000. Плотности нефти н и пласто вой воды в для РВС-5000 и РВС-10000 составляли 827 и 1022;

878 и 1018 кг/м3 соответственно.

Рис.2.5 Дифференциальная кривая распределения взвешенных веществ по их размерам Дифференциальные кривые распределения частиц нефти по их размерам приведены на рис. 2. Рис.2.6. Дифференциальная кривая распределения частиц нефти на входе в РВС-10000:

1,2,3 – концентрация нефтепродуктов 196, 219 и 312 мг/л соответственновенно Опытные распределения хорошо согласуются с законом нормально логарифмического распределения: опытные точки располагаются в вероятност ных координатах около прямых.

Величину среднего радиуса характеризовали средним объемно геометрическим радиусом rvг (rvг соответствует накопленной частости а = 0,5).

Опытные значения объемно-геометрических радиусов приведены в ниже расположенной по тексту таблице 2.4.

Таблица 2. rvг, мкм Место отбора пробы rvг, мкм Вход очистных сооружений РВС-10000 9,5;

14,5;

18,0 14, Выход очистных сооружений РВС-10000 7,8;

8,6;

14,0 10, Вход очистных сооружений РВС-5000 14,5;

14,0;

14,0 14, Выход очистных сооружений РВС-5000 12,3;

13,0;

12,5 12, Анализ экспериментальных данных показал, что размеры частиц нефти, поступающей в пластовой воде на РВС-10000, пропорционально возрастают с увеличением общего содержания нефти в воде (рис. 2.7 – 2.10). Размеры капель нефти в воде, поступающей на очистные сооружения РВС-5000, практически не зависят от первоначального содержания нефти в эмульсии (рис. 2.11) Таким образом, можно предположить, что водонефтяная эмульсия Возейского место рождения характеризуется большей устойчивостью и в ней не происходит укрупнение капель нефти за счет коалесценции. Это подтверждается большим содержанием естественных стабилизаторов эмульсии в нефти Возейского ме сторождения (табл. 2.3).

Рис.2.7. Дифференциальная кривая распределения частиц нефти на выходе из РВС-10000.

Исходное содержание нефти : 1 – 172;

2 – 308;

3 – 312 мг/л Рис.2.8. Дифференциальная кривая распределения частиц нефти на входе РВС-5000.

Исходное содержание нефти: 1 – 108;

2 – 750;

3 – 4000 мг/л Рис.2.9. Дифференциальная кривая распределения частиц нефти на выходе из РВС-5000.

Исходное содержание нефти: 1 – 1400;

2 – 3100;

3 – 176 мг/л Рис.2.10. Зависимость размеров глобул нефти Усинского месторождения от начального ее содержания в эмульсии :

1 – вход в РВС;

2 – выход из РВС Рис.2.11. Зависимость размеров глобул нефти Возейского месторождения от начального ее содержания в эмульсии:

1– вход в РВС;

2 – выход из РВС 2.2. Структура потоков в отстойниках Возрастающие объемы попутно добываемой пластовой воды, повышение требований к качеству очистки требуют научно обоснованного анализа эффек тивности применяемого в нефтяной и газовой отрасли очистного оборудования.

Из-за несовершенства внутренних устройств распределения потока поступаю щей на отстой жидкости и завышенной производительности оборудования, не всегда удается достичь требуемой степени очистки водонефтяной эмульсии. В случае ухудшения очистки пластовых вод от нефти можно нормализовать рабо ту очистных сооружений правильно задавая необходимое время отстоя.

С целью уточнения реального времени отстоя, выбора промыслового оборудования по полученным параметрам продольного перемешивания (коэф фициенту продольного перемешивания Е и критерию Пекле Ре) были проведе ны гидродинамические исследования работы промысловых и модельных от стойников [35-39]. Изучались промысловые отстойники РВС с унифицирован ными распределителями потока жидкости (УРПЖ) (рис. 2.2) и РВС с лучевыми распределителями (рис. 2.1). В качестве модельных изучались геометрически подобные отстойники (диаметром 600 мм) с существующими распределитель ными устройствами реальных промышленных аппаратов (УРПЖ и лучевыми распределителями).

Характерной особенностью очистки нефтесодержащих вод промыслов являются трудности коалесценции флокул, обусловленные стабилизацией по верхности сульфидом железа и естественными поверхностно-активными веще ствами (асфальтенами, смолами и др.). Оптимизировать очистку таких сточных вод можно путем создания системы распределения потоков жидкости, работаю щих в пленочном режиме истечения при одновременном использовании гидро фобного слоя нефти. Из этих соображений были испытаны модельные отстой ники с распределителем в виде «чаши» (рис. 2.12) и с распределителем потока в виде вертикальных труб (рис. 2.13). Высота подъема вертикальных труб h над поверхностью жидкости принимала значение 1 и 3 см.

Для определения параметров продольного перемешивания использова лись кривые «отклика» – зависимости изменения концентрации индикатора с во времени на выходе из аппарата при условии его ввода на вход аппарата. В качестве индикатора для промышленных отстойников применяли краситель «Фантазия», для модельных – индиго. Концентрацию индикатора в потоке на выходе из резервуара измеряли при помощи фотоколориметра.

Кривые отклика обрабатывались в безразмерных координатах: приведен ная концентрация C = c/cp и приведенное время = /p, где c – концентрация трассера на момент времени, cp – рассчитанная на полный объем аппарата средняя концентрация трассера, p – среднее расчетное время пребывания жид кости в аппарате, равное отношению его объема к расходу.

Функция распределения времени пребывания потока в аппарате является типичной функцией распределения случайной величины, поэтому для нахож дения среднего значения времени пребывания ср использовали зависимость Cd.

ср Cd Численные значения интегралов определяли при помощи формулы Симпсона [40].

При анализе структуры потоков в отстойниках пользовались однопара метрической диффузионной моделью, поскольку в отстойниках нет четкого секционирования и они характеризуются ограниченным отношением L/D. Яче ечная модель в данном случае менее информативна.

С достаточной степенью точности в аппаратах промежуточного типа с открытыми рабочими зонами критерий Пекле Ре и дисперсия времени пребы вания жидкости в аппарате 2 связаны выражением [41]:

2 Pe 1 1 e Pe Pe Pe Дисперсия 2 вычисляется по уравнению 1 Cd.

uH Зная критерий Пекле, по выражению определяли коэффициент E Pe продольного перемешивания Е (u – линейная скорость движения воды, м/с;

Н – определяющий размер аппарата, м).

Н= D= D= Рис.2.12. Модельный отстойник с распределителем в виде «чаши»

1 – ввод сточной воды;

2 – вывод очищенной воды;

3 – вывод нефти D= Н= D= Рис. 2.13. Модельный отстойник с распределителем в виде вертикальных труб 1 – ввод сточной воды;

2 – вывод очищенной воды;

3 – вывод нефти Экспериментальные кривые отклика промышленных и модельных от стойников приведены на рис. 2.14 – 2.16. Гидродинамические характеристики работы отстойников приведены в результирующей таблице 2.4.

Кривые отклика отстойников с УРПЖ (рис. 2.14) по форме характерны для аппаратов промежуточного типа (за исключением кривой отклика модель ного отстойника при производительности 0,036 м3/ч с характерной для аппара тов идеального перемешивания формой затухающей экспоненты). В основном, в аппаратах с УРПЖ отсутствуют короткие байпасные линии (приведенная концентрация трассера С на уровне 1). Отличительной особенностью отстойни ков с УРПЖ является близость среднего времени пребывания жидкости в аппа рате ср к расчетному р (ср0,94-0,95), что свидетельствует об эффективном использовании рабочего объема аппарата и малом удельном объеме застойных зон. Отстойники с УРПЖ ближе других аппаратов к аппаратам идеального вы теснения, они характеризуются большими значениями критерия Пекле: для промышленного отстойника РВС-10000 Ре = 17,5 против Ре = 2,0-4,8 для про мышленных отстойников РВС-5000 с лучевыми распределителями потока жид кости. Модельные отстойники также характеризуются большими значениями Ре при одинаковых производительностях: 5,9-8,4 против 3,6-5,02.

Наиболее неудачной с точки зрения структуры потоков оказались от стойники с лучевыми распределителями потока жидкости: для промышленных отстойников Ре=2,0-4,8;

низко среднее время пребывания жидкости в аппарате ср=0,19-0,48, что свидетельствует о значительном объеме застойных зон в ап парате (52-71%) (рис. 2.25). Длинные хвостовые участки выходных кривых мо дельных отстойников также характерны для потоков с застойными зонами.

Среднее время пребывания жидкости в модельных отстойниках с лучевыми распределителями (табл. 2.5) ср=0,71 также ниже, чем у модельных отстойни ков с УРПЖ (ср=0,95). Резкое превышение с=1 по приведенной концентрации трассера С у промышленных отстойников с лучевыми распределителями (С2,7-3,0) свидетельствует о наличии в аппаратах коротких байпасных линий.

Кривые отклика модельных отстойников с вертикальными трубками и с распределителем типа «чаша» близки по виду к кривым аппаратов промежу точного типа (рис. 2.21). Для них не характерны короткие байпасы (максималь ная приведенная концентрация трассера С на уровне С0,8-1,0). Повышение уровня подъема трубок над уровнем жидкости с h=1 см до h=3 см приводит к снижению критерия Пекле (с 6,4-7,6 до 5,2-5,6), что свидетельствует об интен сификации явления продольного перемешивания. Отстойники с вертикальными трубками обладают, по сравнению с модельными отстойниками с УРПЖ, меньшими значениями среднего времени пребывания жидкости (до 0,62-0,68), что свидетельствует о появлении в этих отстойниках застойных зон (до 32 38%). Кривая отклика с распределителем типа «чаша» близка к кривым отклика модельных отстойников с вертикальными трубками (рис.2.16).

2. П р и в е д е н н а я ко н ц е н т р а ц и я С, д о л и е д.

1. 0. 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3. П риведенное врем я О, доли ед.

Ряд1 Ряд2 Ряд3 Ряд Р и с. 2.1 4. К р и в ы е о т к л и к а о т с т о й н и к о в с У Р П Ж :

1 – п р о м ы с л о в ы й о т с т о й н и к Р В С -1 0 0 0 0 ;

2, 3, 4 – м о д е л ь н ы е о т с т о й н и к и с п р о и з в о д и т е л ь н о с т ь ю 0,0 3 6 ;

0,0 1 8 и 0,0 0 9 м 3 /ч с о о т в е т с т в е н н о 3. П р и ве д е нна я ко нц е нтр а ц и я 2. С, доли ед.

1. 0. 0 0.5 1 1.5 2 2.5 П риведенное время О, доли ед.

Р яд1 Р яд2 Р яд3 Р яд Р и с. 2.1 5. К р и в ы е о т к л и к а о т с т о й н и к о в с л у ч е в ы м и р а с п р е д е л и т е л я м и :

1, 2 – п р о м ы с л о в ы е о т с т о й н и к и Р В С - 5 0 0 0 с п р о и з в о д и т е л ь н о с т ь ю 7 2 0 и 2 9 0 м 3 /ч с о о т в е т с т в е н н о ;

3, 4 – м о д е л ь н ы е о т с т о й н и к и с п р о и з в о д и т е л ь н о с т ь ю 0,0 1 8 и 0,0 0 9 м 3 /ч с о о т в е т с т в е н н о Таблица 2. Гидродинамические характеристики работы отстойников Рабочий Произво- Рабочая Среднее Коэффициент Критерий № объем дитель- высота время продольного Отстойник Пекле, п/п аппарата, ность, аппарата, пребывания, перемешивания, Ре м3 м3/ч Е*104, м2/с м доли ед.

РВС-10000 с УРПЖ на Усинском 1 5440 1500 6,8 0,94 17,5 2, месторождении РВС-5000 с лучевым распределите 2 3330 720 5,8 0,19 2,0 10, лем на Возейском месторождении РВС-5000 с лучевым распредели телем на Западно-Тэбукском ме 3 2600 290 6,2 0,48 4,8 2, сторождении 0,036 0,62 2,0 0, Модельный отстойник с УРПЖ 4 0,01 0,018 0,2 0,95 5,9 0, 0,009 0,95 8,4 0, Модельный отстойник с лучевым 0,018 0,71 3,6 0, 5 0,01 0, распределителем 0,009 0,71 5,2 0, Модельный отстойник с верти- 0,036 0,68 4,4 0, кальными трубками (h = 1 см) 6 0,01 0,018 0,2 0,72 6,4 0, 0,009 0,85 7,6 0, Модельный отстойник с верти- 0,036 0,62 5,6 0, кальными трубками (h = 3 см) 7 0,01 0,018 0,2 0,62 5,2 0, 0,009 0,96 3,2 0, Модельный отстойник с распре 8 0,01 0,005 0,2 0,67 7,2 0, делителем потоков типа «чаша»

1. П р и в е д е н н а я к о н ц е н т р а ц и я С,д о л и 1. 0. ед.

0. 0. 0. 0 0.5 1 1.5 2 2.5 П риведенное время О, доли ед.

Р яд1 Р яд2 Р яд3 Р яд Р и с. 2.1 6. К р и в ы е о т к л и к а м о д е л ь н ы х о т с т о й н и к о в :

1,2,3 – с в е р т и к а л ь н ы м и т р у б к а м и ( 0,0 3 6 ;

0,0 1 8 и 0,0 0 9 м 3 /ч ) ;

4 – с р а с п р е д е л и т е л е м « ч а ш а » ( 0,0 0 5 м 3 /ч ) Данные гидродинамического исследования работы отстойников одно значно свидетельствуют о предпочтительном использовании отстойников с унифицированными распределителями потока жидкости (УРПЖ).

2.3 Интенсификация подготовки вод гидрофобными материалами и флокулянтами Авторы [42] считают, что метод промывки через слои жидкости (УБО 3000, ФЖ-2973), представляющей дисперсную фазу (при удалении нефти из воды при пропускании через слой нефти) [43] ошибочен и хороших результатов не дает.

В связи с этим активно исследовался метод коалесценции нефти при фильтрации эмульсии через пористые материалы.

Коалесцирующие фильтры (насадки) подразделяют на два типа: гидроди намические и контактные [44]. Принцип действия гидродинамических филь тров основан на принудительном сближении и коалесценции диспергирован ных в воде капель нефти при фильтрации эмульсии через пористую среду. В контактных фильтрах протекают процессы, обусловленные адгезией и смачи ванием. Частицы нефти контактируют с поверхностью загрузочного материала и образуют на ней пленку. Под действием потока жидкости пленка отрывается с образованием крупной капли, которую нетрудно выделить из потока жидко сти. Такой механизм достаточно условен.

Проведенные исследования [44] показали, что гидродинамический меха низм коалесценции является сопутствующим, основную роль играет контакт ный механизм.

В работе [42] в качестве загрузочного материала использовали гранули рованный стандартный полиэтилен с гранулами d= 3-4 мм марки 10803-020 и дробленый полиэтилен этой же марки с частицами d= 2,5-5,0 и d= 5,0-7,5 мм.

Высота слоя загрузки – 0,4 м. Значительный эффект очистки (90%) отмечался при скорости фильтрации через дробленый полиэтилен до 40 м/ч, в то время как при гранулированной загрузке эффект снижался уже при скорости филь трации более 20 м/ч. Наличие механических примесей несущественно снижает эффективность удаления нефти. Установлено также [42], что для доочистки нефтесодержащих стоков можно применять коалесцирующие фильтры с волок нистой загрузкой. При использовании отходов волокна «нитрон» в качестве фильтров, концентрация нефти в очищенной воде не превышала 10 мг/л, ско рость фильтрации достигала 40-50 м/ч.

Эффект фильтрации зависит от выбранного загрузочного материала. В основном, применяется кварцевый песок различной крупности (№1 d= 0,5-2 мм;

№2 d= 0,75-2 мм). Попытки многих исследователей применить в качестве за грузки другие виды материалов таких, как: сено, солома, минеральная вата, ри совая шелуха, древесная стружка и др. не дали необходимых результатов [45].

Эффективным материалом показал себя диатомит [45] (остаточное содержание нефти в фильтрате около 10 мг/л), недостаток – дороговизна и небольшая про изводительность. Фильтрование целесообразно применять только после пред варительной очистки.

С появлением полимерных материалов коалесцирующие насадки полу чают все большее распространение. Наряду с гранулированными насадками (гранулы полиолефина) [46], предлагаются вязанные из полимерных нитей насадки, которые по коалесцирующей способности считаются более эффектив ными [47]. В качестве материалов нитей используются полиэтилен, полипропи лен, поливинилхлорид и другие полимеры этой группы. Размер ячеек вязаной насадки около 3 мм.

Важным фактором, влияющим на процесс коалесценции капель нефти, является степень их дисперсности. Увеличение дисперсности приводит к по вышению стабилизации капель и препятствует их коалесценции. Поэтому в от дельных случаях гранулированные и вязаные насадки оказываются неэффек тивными. Улучшению процесса разделения стойких эмульсий способствует применение волокнистых насадок [48]. Предпочтительнее тонковолокнистые материалы с сильно шероховатой поверхностью. На таких поверхностях легко осаждаются даже очень мелкие капли нефтепродуктов. Так, по данным работы [49], уменьшение диаметра волокна положительно влияет на эффект коалес ценции. Скорость фильтрации через волокнистые насадки, при которой дости гается оптимальный режим работы, не превышает 5 м/ч.

Практически полного удаления эмульгированной нефти и мехпримесей из сточной воды можно достичь фильтрацией через пористую насыпную среду.

На нефтепромыслах применяли кварцевые фильтры с направлением фильтра ции сверху вниз [50]. Следует отметить, что для очистки на фильтрах следует направлять воды с содержанием нефти не более 100 мг/л.

В промысловых условиях было испытано устройство УИН-6 (рис. 2.17), представляющее собой горизонтальную емкость-трубу 1 с входным 2 и выход ным 3 патрубками [51]. Труба 1 разделена поперечными решетками 4 на три секции, в которых вдоль по потоку расположены пучки синтетических гидро фобных волокон 5, прикрепленных одним концом к решеткам 4. Для монтажа внутренней начинки в верхней части трубы 1 имеются люки-лазы 6 и смотро вые люки 7. Одновременно полость люков 6 и 7 и вспомогательная труба служат для сбора и отделения основного потока жидкости, выделившегося газа, пленочной нефти. В нижней части трубы 1 имеется патрубок 9 для слива жид кости при ремонте устройства УИН-6 или длительной остановке в холодное время года.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.