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 углеводородов [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 гидроминерального сырья нефтяных и газоконденсатных месторождений. Значительное внимание уделено в работе технологии очистки нефтесодержащих пластовых вод, которые могут быть использованы как в качестве гидроминерального сырья, так и в качестве технологических жидкостей для приготовления буровых растворов, глушения скважин и закачки в пласт для поддержания пластового давления.

Технологические схемы переработки пластовых вод адаптированы к конкретному составу, характерному для пластовых вод месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В работе представлены технологические параметры извлечения микро- и макрокомпонентов (магний, литий, стронций, бор, бром, йод), полученные на основе экспериментальных исследований.

Разработка и внедрение технологии комплексной переработки пластовых вод, которые по своему составу могут быть отнесены к гидроминеральному сырью, является актуальной задачей, особенно для месторождений с падающей добычей, где обводненность 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 конденсата, 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 пластовой воды в нефтяной отрасли и отсутствием издания, вобравшего в себя весь полезный практический опыт работы с пластовыми водами нефтяных месторождений.

Полезность и условия применения пластовых вод определяются их составом. 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 аппаратов подготовки вод для закачки в пласт. Особо следует подчеркнуть необходимость учета структуры потоков в очистном оборудовании.

В ряде случаев необходимой степени очистки пластовых вод от нефти применением отстаивания, даже интенсифицированного гидрофобными материалами и флокулянтами, достичь не удается. Поэтому в книге рассмотрены методы глубокой очистки нефтесодержащих сточных вод: коагуляция и адсорбция.

На примере пластовых вод нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции рассматриваются аспекты переработки вод с получением дефицитной и высококачественной химической продукции. Данный материал может быть использован как для оценки комплексного использования сырья, так и для адаптации предложенных технологий для конкретного нефтяного месторождения.

В книге приведены основные сведения из курса процессов и аппаратов химической технологии, необходимые для корректного расчета технологий переработки 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 необходимо 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 углеводородов, но и для прогнозирования промышленной ценности вод как химического сырья. При этом особо важным является возможность обнаружения определенной технологической однотипности рассолов нефтяных и газовых месторождений, 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 возможность организации производства йода и брома на основе промышленно освоенных 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 нефтегазоносной провинции относится к многопластовым и характеризуется сложным горно-геологическим строением. Продуктивные пласты зачастую представлены низко проницаемыми коллекторами, осложнены большим числом тектонических нарушений. На многих разрабатываемых месторождениях ТиманоПечорской провинции установлено слабое проявление упруговодонапорных режимов, связанное с запечатанностью залежей смолистыми нефтями. По этой причине, как правило, изначально проектируется разработка залежей с поддержанием 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 месторождений и пластовых вод, используемых для закачки с целью поддержания пластового давления. Проанализирован многолетний материал по эксплуатации месторождений. При отнесении подземных пластовых вод нефтяных месторождений к промышленным, ВСЕГИНГЕО [2] рекомендует анализировать в водах основной состав (карбонаты, сульфаты, хлориды, катионы кальция, магния, натрия, калия) и содержание микропримесей (йод, бром, бор, стронций, литий, рубидий, цезий). Опыт изучения подземных вод европейского СевероВостока России Уральским отделением АН СССР [3] подтверждает приведенный исчерпывающий перечень компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений, подлежащих анализу.

Результаты изучения основного химического состава пластовых вод нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции приведены в табл. 1.1, микрокомпонентного (с добавлением содержания извлекаемого магния) – в табл. 1.2.

Закономерен вопрос о полном химическом анализе пластовых вод нефтяных 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 токсичными элементами) приведен в табл. 1.3.

Содержание основных компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции Перед нефтеловушкой Содержание извлекаемых компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции Полный химический анализ пластовой воды скв. 274-В ртуть, хром находятся в пластовой воде нефтяного месторождения в концентрациях, ниже ПДК.

Содержание радионуклидов (в Бк/кг) в пластовой воде скв. №8 Вачимского 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 превышает пределов, установленных ГОСТ 13273, СанПиН 2.3.2.560-96 и НРБ 96.

Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных месторождений 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 магния, стронция, йода и брома в пластовых водах прямо пропорционально зависит от ее минерализации. При описании этой зависимости уравнением 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 положительные значения 0,88, 0,73, 0,80 и 0,81 для магния, стронция, йода и брома соответственно.

Полученные результаты подтверждают имеющиеся данные о том, что степень обогащения подземных вод микроэлементами повышается при увеличении минерализации раствора [18].

Среднее значение содержания бора в попутной воде составляет 17,2 мг/л.

Коэффициент линейной корреляции между минерализацией и содержанием бора равен 0,4, что свидетельствует о слабо выраженной положительной корреляции. Содержание бора в попутной воде проявляет себя как случайная величина, распределение которой подчиняется нормально-логарифмическому закону. Содержание бора при накопленной частости а = 0,5 составляет 10,0 мг/л. Таким образом, для освоения ресурсов бора необходимо располагать технологией извлечения, работающей при содержании бора 10-20 мг/л в пластовых водах.

Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных месторождений СевероСавиноборское ВосточноСавиноборское Вуктыльское газоконденсатное месторождение относится к типу массивно-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 отложениям нижнепермско-каменноугольного возраста, характеризующимся преобладанием в разрезе уплотненных карбонатных пород, линзообразно-гнездовым распространением поровых коллекторов, отсутствием изолирующих разделов по разрезу, а также сильно развитой трещиноватостью и кавернозностью пород. В пределах Вуктыльского месторождения помимо тектонической трещиноватости, 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 породообразующих 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 называемые поглощенные ионы. Способность удерживать ионы различного заряда объясняется в основном поверхностными энергетическими свойствами отдельных силикатных кристаллов и их агрегатов. Наиболее распространенными поглощенными 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 обменного, 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 вымывание ионов алюминия из каоленита. Являясь амфотерным соединением, алюминий А1 способен образовывать соли алюминиевой кислоты – алюминаты, которые, гидролизуясь в воде, образуют коллоидный осадок гидроокиси алюминия.

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

Na2SiO3 + Н2О H2SiO3 + Na+ + ОНГидроокись алюминия и кремниевая кислота способны закупоривать поры пласта. При увеличении рН сдвигается углекислотное равновесие в cторону образования карбонат-ионов (СОз2-), что способствует образованию осадков карбоната кальция и магния в порах пласта.

В кислой среде смещение карбонатного равновесия происходит в сторону образования гидрокарбонат-ионов (НСО-з), что способствует частичному растворению карбонатов кальция и магния. Этот процесс характеризуется увеличением концентрации гидрокарбонат-иона в пластовой воде.

Таким образом, в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений 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 скважин, расположенных в восточной (скв. 61 и 163), западной (скв. 276), южной (скв. 63) и северной (скв. 98) частях месторождения. Концентрация макрокомпонентов 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 наблюдается в 1994 году, в это же время в восточной части наблюдается минимум. Сопоставление 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 пластовой 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 снижения пластового давления в целом по месторождению (табл. 1.6).

Изменение минерального состава пластовых вод Вуктыльского газоконденсатного месторождения в период с 1989 по 2001 годы.