RU2635418C1 - Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей - Google Patents
Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2635418C1 RU2635418C1 RU2016119828A RU2016119828A RU2635418C1 RU 2635418 C1 RU2635418 C1 RU 2635418C1 RU 2016119828 A RU2016119828 A RU 2016119828A RU 2016119828 A RU2016119828 A RU 2016119828A RU 2635418 C1 RU2635418 C1 RU 2635418C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- deposits
- devonian
- formation water
- oil
- Prior art date
Links
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910001448 ferrous ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 abstract 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 5
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 4
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/20—Treatment of water, waste water, or sewage by degassing, i.e. liberation of dissolved gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
- C02F1/5209—Regulation methods for flocculation or precipitation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
- C02F1/54—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using organic material
- C02F1/56—Macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/58—Treatment of water, waste water, or sewage by removing specified dissolved compounds
- C02F1/62—Heavy metal compounds
- C02F1/64—Heavy metal compounds of iron or manganese
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/10—Inorganic compounds
- C02F2101/101—Sulfur compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/10—Inorganic compounds
- C02F2101/20—Heavy metals or heavy metal compounds
- C02F2101/203—Iron or iron compound
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S210/00—Liquid purification or separation
- Y10S210/918—Miscellaneous specific techniques
- Y10S210/919—Miscellaneous specific techniques using combined systems by merging parallel diverse waste systems
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этап, на котором осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных указанным выше способом, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – обеспечение возможности совместной подготовки пластовых вод из залежей девона и карбона для поддержания давления в указанных залежах.. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей.
Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления (ППД) при водонапорном режиме разработки нефтяных месторождений - это важное технологическое и природоохранное мероприятие в процессе добычи нефти, которое позволяет осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: «добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД - нагнетательная скважина - продуктивный горизонт».
По составу и физико-химическим свойствам пластовые воды нефтяных месторождений Республики Татарстан представляют собой рассолы с плотностью 1,047-1,186 г/см3, с общей минерализацией вод 64,6-271,2 г/дм3, с содержанием хлоридов 34,7-170,6 г/дм3 и натрия с калием 23,0-72,7 г/дм3 и значением водородного показателя (рН) 5,7-6,9.
Пластовые воды залежей девона (девонские отложения) и нижнего карбона (каменноугольные отложения) относятся к водам хлоркальциевого типа, пластовые воды залежей среднего и верхнего карбона относятся ко второму менее распространенному сульфатно-натриевому типу.
Для хлоркальциевого типа вод залежей девона и нижнего карбона характерно содержание ионов двухвалентного железа (закисное железо) от 20 до 260 мг/дм3.
Для сульфатно-натриевого типа вод залежей среднего и верхнего карбона характерно присутствие сероводорода от 80 до 300 мг/дм3.
Минералогический анализ механических примесей в сточных водах ПАО «Татнефть», где преобладают железосодержащие пластовые воды (из отложений девона), показывает, что они состоят из глинистых частиц с массовой долей 20-40%, карбонатов с массовой долей 10-20%, оксида и гидрооксида железа с массовой долей 40-70%.
Механические примеси содержат в своем составе также органические вещества: парафины, асфальтены, смолы.
Закачиваемая в пласт вода является основным рабочим агентом, вытесняющим нефть.
Закачиваемая вода при контакте в пластовых условиях с пластовой водой и породой коллектора должна сохранять стабильность при изменении температуры и давления, быть совместимой с пластовой водой и породой пласта, не способствовать осадкообразованию.
Соединение пластовых вод хлоркальциевого типа (залежей девона и нижнего карбона) и сульфатно-натриевого типа (залежей среднего и верхнего карбона) приводит к образованию сульфида железа. Так как это может оказать отрицательное влияние на приемистость нагнетательных скважин, недопустимо использовать пластовые воды залежей девона и нижнего карбона для закачки в залежи среднего и верхнего карбона с целью ППД, и наоборот.
Известен способ подготовки пластовых вод системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений (RU 2466100 С1, МПК C02F 1/40, C02F 9/04, C02F 103/36; опубл. 10.11.2012), включающий очистку пластовых вод многостадийной флотацией пузырьками растворенного газа, седиментацию в узле отстаивания, извлечение пенопродуктов путем использования пеносборников, извлечение растворенных газов и получение на выходе узла отстаивания нефтешлама и очищенной пластовой воды, которую закачивают в нефтескважину, причем пластовую воду предварительно обрабатывают реагентами в аванкамере, многостадийную флотацию пузырьками растворенного газа осуществляют в инертной газовой среде с использованием герметичных модулей флотокамер с импеллерными диспергаторами с обеспечением рециркуляции инертной газовой смеси, извлечение растворенных инертных газов осуществляют путем подачи пластовой воды из герметичных модулей флотокамер в узел отстаивания.
Также известен способ подготовки пластовой воды (RU 97100255 А, МПК Е21В 43/20; опубл. 27.01.1999), включающий предварительное отделение ее от водогазонефтяной смеси и последующую закачку в продуктивный пласт, причем перед закачкой в продуктивный пласт, твердые частицы, находящиеся во взвеси пластовой воды, измельчают до величины обеспечивающей беспрепятственное прохождение по поровым каналам продуктивного пласта и переводят в состояние гомогенной мелкодисперсной системы.
Однако известные решения не позволяют устранить приведенные выше проблемы при разработке месторождений с одновременной эксплуатацией залежей девона и карбона.
В связи с этим в настоящее время на нефтяных месторождениях, эксплуатирующих одновременно залежи девона и карбона, вынуждены применять раздельную схему сбора и подготовки нефти с раздельной системой подготовки и транспортировки воды для целей ППД (см. фиг. 1).
Существующий раздельный сбор и подготовка продукции с последующей закачкой сточной воды в пласт, добываемой из различных горизонтов, требует значительных капитальных вложений.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение возможности совместной подготовки пластовых вод, извлекаемых из залежей девона и карбона, для поддержания пластового давления в упомянутых залежах.4
В одном аспекте настоящего изобретения для решения упомянутой задачи предложен способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления, содержащий этапы, на которых:
добывают водогазонефтяную смесь из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона;
осуществляют извлечение нефти из водогазонефтяной смеси залежей девона и/или нижнего карбона, а также осуществляют извлечение нефти из водогазонефтяной смеси залежей среднего и/или верхнего карбона;
полученные в результате упомянутого извлечения нефти пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона смешивают с полученными в результате упомянутого извлечения нефти пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, причем пластовые воды девона и/или нижнего карбона содержат ионы двухвалентного железа, а пластовые воды среднего и/или верхнего карбона содержат сероводород;
осуществляют предварительную подготовку смешанных пластовых вод для корректировки значения рН среды;
добавляют коагулянт(ы) в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате упомянутого смешивания пластовых вод;
осуществляют очистку смешанных пластовых вод от частиц сульфида железа,
подают очищенные пластовые воды в систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.
В другом аспекте настоящего изобретения предложен способ поддержания пластового давления в упомянутых залежах. Технический результат, достигаемый настоящим изобретением, заключается в упрощении способа подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления на месторождениях, одновременно эксплуатирующих залежи девона и карбона, снижении трудовых и эксплуатационных затрат на подготовку пластовых вод для целей ППД.
Далее признаки и преимущества изобретения будут изложены со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг. 1 изображает известную общую схему раздельной подготовки и использования пластовых вод для целей ППД на нефтяных месторождениях, эксплуатирующих одновременно залежи девона и карбона;
Фиг. 2 изображает общую схему совместной подготовки и использования пластовых вод, извлекаемых из залежей девона и карбона, для целей ППД на упомянутых нефтяных месторождениях согласно настоящему изобретению.
Целью современной системы ППД является обеспечение установленной добычи нефти с достижением максимально возможного коэффициента извлечения нефти при минимальных затратах.
Целью службы ППД является выполнение установленных и управляемых режимов закачки рабочего агента (для обеспечения установленной добычи и максимально возможного КИН (коэффициент извлечения нефти)) при минимальных затратах: капитальных, энергетических, трудовых, материальных.
Для выполнения этих задач система ППД должна обеспечивать:
- объем закачки и давление нагнетания рабочего реагента как по отдельным скважинам и объектам разработки, так и в целом по месторождению в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;
- трехуровневую систему заводнения (сточной, пластовой и пресной водой) для выработки запасов в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;
- закачку и, при необходимости, дополнительную подготовку закачиваемой воды до состояния, соответствующего по составу, физико-химическим свойствам, содержанию механических примесей, кислорода и микроорганизмов коллекторским свойствам пласта;
- возможность систематических измерений приемистости скважин, учета объемов закачиваемой воды как по каждой скважине, группам скважин, объектам разработки, блокам, площадям, так и в целом по месторождению;
- герметичность и надежность эксплуатации замкнутого цикла получения, подготовки и закачки попутно добываемой воды со 100% использованием сточных нефтепромысловых вод для целей ППД;
- возможность изменения и регулирования режимов закачки воды в скважины, обработки призабойной зоны с целью восстановления или повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процессов вытеснения нефти к забоям добывающих скважин;
- возможность применения технологий по повышению нефтеотдачи пластов;
- защиту эксплуатационных колонн;
- возможность более полного использования существующего фонда скважин;
- мониторинг и оперативное управление состоянием насосного оборудования с использованием современных систем автоматизации.
Общая схема, иллюстрирующая предлагаемое решение, изображена на фиг. 2.
Согласно настоящему изобретению на месторождениях, одновременно эксплуатирующих залежи девона и карбона, осуществляют добычу водогазонефтяной смеси из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона.
Далее осуществляют извлечение нефти из добытой водогазонефтяной смеси залежей девона и/или нижнего карбона, а также залежей среднего и/или верхнего карбона.
При этом газовый компонент составляет незначительную долю в исходной водогазонефтяной смеси и большая его часть самостоятельно выделяется в атмосферу без каких-либо дополнительных операций.
Полученные в результате упомянутого извлечения нефти пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона смешивают с полученными пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона.
Как было упомянуто выше, соединение пластовых вод хлоркальциевого типа и сульфатно-натриевого типа приводит к образованию сульфида железа. Проблему образования сульфида железа при смешении упомянутых пластовых вод предлагается использовать как основной (естественный) способ очистки воды от ТВЧ (твердые взвешенные частицы) и нефтепродуктов.
При смешении воды различной природы и минерального состава (пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона и пластовые воды залежей среднего и/или верхнего карбона) происходит процесс образования сульфида железа, который по своей природе имеет высокую адсорбционную способность (это связано с большой площадью поверхности частиц), что положительно сказывается на предварительной очистке сточных вод от взвешенных частиц и мелкодисперсных нефтепродуктов.
При этом осуществляют предварительную подготовку смешанных пластовых вод для корректировки значения рН смеси в диапазоне 4,5-8 до значения, обеспечивающего высокую эффективность последующего процесса коагуляции.
На следующем этапе подготовки для удаления мелкодисперсной взвеси сульфида железа необходимо максимально укрупнить эти частицы с помощью добавления коагулянтов, которые преобразуют сульфид железа в крупнодисперсный осадок (хлопья). В дальнейшем этот осадок удаляется путем прохождения жидкости через фильтр, либо методом отстаивания. Более эффективным методом считается использование механических фильтров, так как отстаивание воды может занять длительное количество времени.
Эффективными коагулянтами для систем с водной дисперсионной средой являются соли поливалентных металлов (алюминия, железа и др.). В качестве коагулянтов используют также водорастворимые органические высокомолекулярные соединения (полимеры), особенно полиэлектролиты.
В практике подготовки воды под коагуляцией понимается сумма мероприятий, направленных на очистку воды от грубой и тонкой взвеси, коллоидно-дисперсных веществ, а также обесцвечивание воды путем введения в обрабатываемую воду специального реагента - коагулянта. При введении коагулянта в обрабатываемой воде образуется осадок - коагулят, который содержит как продукты взаимодействия коагулянта с водой, так и примеси исходной воды. Осадок отделяется от воды, как правило, в осветлителях с последующим доосветлением воды в механических фильтрах или, реже, при прямоточной коагуляции - в механических фильтрах.
На полноту выделения мелкодисперсных взвешенных и коллоидных веществ и скорость образования осадка влияют такие факторы как:
- качество исходной воды;
- температура обрабатываемой воды;
- величина рН среды;
- величина дозы коагулянта;
- условия перемешивания воды с коагулянтом;
- применение вспомогательных средств;
- порядок ввода реагентов в обрабатываемую воду.
Высокое солесодержание исходной воды благоприятно для коагуляции коллоидных примесей вследствие большего сжатия диффузного слоя коллоидных частиц.
Для полного и быстрого гидролиза применяемого коагулянта температура коагулируемой воды должна быть в пределах 20-35°С. Так как с увеличением температуры улучшаются условия отделения взвеси, то в указанных пределах принимают ту максимальную температуру, которая приемлема по технико-экономическим соображениям. Заданная температура подогрева должна поддерживаться автоматически с точностью ±1°С.
Оптимальная доза коагулянта зависит от свойств дисперсной системы: температуры, количества взвешенных и коллоидно-дисперсных веществ, ионного состава дисперсионной среды, значения рН коагулируемой воды. Как правило, требуемые дозы коагулянта находятся в пределах 0,3-1,5 мг-экв/л, устанавливаются экспериментально для каждого водоисточника в различные характерные периоды года в лабораторных условиях и уточняются при эксплуатации по результатам обработки воды.
Воду и реагенты необходимо тщательно перемешивать. Интенсивность перемешивания должна быть достаточна для быстрого и равномерного распределения коагулянта в воде, но не слишком большой во избежание разрушения хлопьев.
Для интенсификации процесса коагуляции служат вспомогательные реагенты:
- растворы кислот или щелочных реагентов для коррекции оптимальной величины рН;
- флокулянты для увеличения производительности отдельных установок.
Очищаемую воду подщелачивают, если щелочной резерв воды недостаточен для удовлетворительного гидролиза коагулянтов.
При высокой щелочности исходной воды для достижения необходимого значения рН коагулированной воды возможна дозированная подача серной кислоты, которая нейтрализует эквивалентное количество бикарбонатной щелочности.
Флокулянты - это неорганические и органические высокомолекулярные соединения. В практике водоподготовки широко используются органические, синтетические флокулянты (высокомолекулярные флокулянты - ВМФ): полиакриламид - ПАА и его сополимеры с разнообразными функциональными группами (Сепаран, Суперфлок, Праестол), ВПК-402 - сильноосновной катионный полимер и другие. ВМФ выпускаются в порошкообразном, гранулированном и гелеобразном виде. Тип и дозы ВМФ подбираются индивидуально для каждого водоисточника на основании лабораторных опытов.
Очередность и место ввода реагентов в воду влияют на свойства образующегося осадка и тем самым на результаты очистки воды. Реагенты для коррекции рН-среды вводятся в обрабатываемую воду до коагулянта. Раствор коагулянта предпочтительнее вводить в зону контактной среды, а флокулянт через 1-3 минуты после ввода коагулянта. Необходимые места ввода реагентов должны быть предусмотрены при проектировании и уточнены при наладке системы фильтрации.
После этого вода поступает на КНС (кустовая насосная станция) системы поддержания пластового давления, предварительно пройдя очистку через фильтр.
Посредством КНС осуществляют закачку воды в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.
Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей содержит этап, на котором осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных в соответствии со способом подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.
Claims (17)
1. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащий этапы, на которых:
добывают водогазонефтяную смесь из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона;
осуществляют извлечение нефти из водогазонефтяной смеси залежей девона и/или нижнего карбона, а также осуществляют извлечение нефти из водогазонефтяной смеси залежей среднего и/или верхнего карбона;
полученные в результате указанного извлечения пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате указанного извлечения пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород;
добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания пластовых вод;
осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа; и
подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед добавлением коагулянта в смесь пластовых вод осуществляют корректировку значения рН смеси.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что указанную корректировку осуществляют добавлением растворов кислотного или щелочного реагентов.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве кислотного реагента при высокой щелочности воды используют серную кислоту.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что очистку смешанных пластовых вод осуществляют посредством использования механических фильтров.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что очистку смешанных пластовых вод осуществляют методом отстаивания.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что температуру смешанных пластовых вод поддерживают в диапазоне 20-35°С.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после ввода коагулянта в смесь пластовых вод добавляют флокулянт.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что флокулянт добавляют через 1-3 минуты после ввода коагулянта.
10. Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащий этап, на котором
осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных в соответствии со способом по любому из пп. 1-9, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016119828A RU2635418C1 (ru) | 2016-05-23 | 2016-05-23 | Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016119828A RU2635418C1 (ru) | 2016-05-23 | 2016-05-23 | Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2635418C1 true RU2635418C1 (ru) | 2017-11-13 |
Family
ID=60328451
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016119828A RU2635418C1 (ru) | 2016-05-23 | 2016-05-23 | Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2635418C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810671C1 (ru) * | 2023-03-23 | 2023-12-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе их работы |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715502A1 (ru) * | 1978-06-06 | 1980-02-15 | Ionov Vasilij | Способ обработки при закачке в пласт нефтепромысловых сточных вод |
| SU916443A1 (ru) * | 1980-05-05 | 1982-03-30 | Tsni Lab Proizv Obedineniya Or | Способ совместной очистки сероводородных и железосодержащих сточных вод1 |
| US4419247A (en) * | 1981-05-08 | 1983-12-06 | Tenny Alfred M | Method of removing soluble sulfide residue from scrubber water waste |
| RU2121980C1 (ru) * | 1996-05-21 | 1998-11-20 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Способ утилизации несовместимых вод |
| RU97100255A (ru) * | 1997-01-06 | 1999-01-27 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ подготовки пластовой воды |
| RU2264993C1 (ru) * | 2004-04-27 | 2005-11-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ очистки нефтесодержащих сточных вод |
| RU2325330C2 (ru) * | 2006-04-10 | 2008-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений и устройство для его осуществления |
| RU2466100C1 (ru) * | 2011-03-16 | 2012-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СТРОЙИНЖИНИРИНГ СМ" | Способ подготовки пластовых вод и установка для его осуществления - универсальный флотатор |
-
2016
- 2016-05-23 RU RU2016119828A patent/RU2635418C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715502A1 (ru) * | 1978-06-06 | 1980-02-15 | Ionov Vasilij | Способ обработки при закачке в пласт нефтепромысловых сточных вод |
| SU916443A1 (ru) * | 1980-05-05 | 1982-03-30 | Tsni Lab Proizv Obedineniya Or | Способ совместной очистки сероводородных и железосодержащих сточных вод1 |
| US4419247A (en) * | 1981-05-08 | 1983-12-06 | Tenny Alfred M | Method of removing soluble sulfide residue from scrubber water waste |
| RU2121980C1 (ru) * | 1996-05-21 | 1998-11-20 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Способ утилизации несовместимых вод |
| RU97100255A (ru) * | 1997-01-06 | 1999-01-27 | Акционерное общество "Татнефть" | Способ подготовки пластовой воды |
| RU2264993C1 (ru) * | 2004-04-27 | 2005-11-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ очистки нефтесодержащих сточных вод |
| RU2325330C2 (ru) * | 2006-04-10 | 2008-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений и устройство для его осуществления |
| RU2466100C1 (ru) * | 2011-03-16 | 2012-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СТРОЙИНЖИНИРИНГ СМ" | Способ подготовки пластовых вод и установка для его осуществления - универсальный флотатор |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810671C1 (ru) * | 2023-03-23 | 2023-12-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе их работы |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8529763B2 (en) | Waste water treatment method | |
| CN106660836B (zh) | 电化学处理方法 | |
| US7722770B2 (en) | Method for treating produced water | |
| US7510656B2 (en) | Waste water treatment method | |
| US7527736B2 (en) | Method for generating fracturing water | |
| US20140014584A1 (en) | Wastewater purification system and method | |
| CA2866666C (en) | Method for removing calcium, barium, magnesium and strontium from frac flowback | |
| US20160176741A1 (en) | Methods and systems for treating wastewater from induced hydraulic fracturing | |
| CA2657072C (en) | Waste water treatment method | |
| CN104973717A (zh) | 一种含盐废水深度处理方法 | |
| CN204281479U (zh) | 一种涂装废水的处理系统 | |
| CN215161851U (zh) | 一种压裂返排液资源化处理系统 | |
| US10934189B2 (en) | Methods and compositions for clarifying produced waters for boiler feed waters | |
| CA2871177C (en) | Method for treating mine waste | |
| RU2635418C1 (ru) | Способ подготовки пластовых вод для поддержания пластового давления и способ поддержания пластового давления нефтяных залежей | |
| CA3036590A1 (en) | Controlled produced water desalination for enhanced hydrocarbon recovery | |
| KR20150098798A (ko) | 수압파쇄에 의한 오염수의 처리 시스템 및 처리방법 | |
| CN113087295B (zh) | 一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法及其系统 | |
| CN112520933B (zh) | 一种压裂返排液氧化气浮-超磁分离-干化系统及其工艺 | |
| WO2015154167A1 (en) | Polymer flood water treatment for reuse | |
| Marinescu et al. | FUTURE PROCEDURES FOR IMPROVING INJECTION WATER QUALITY | |
| CN117865392A (zh) | 一种钻井液废液的处理方法 | |
| CN115353248A (zh) | 一种设置除硅和去硬工序的矿井水处理工艺 | |
| CN110204112A (zh) | 电厂污水零排放处理工艺 | |
| CA3048272A1 (en) | Bubble extraction of a residual light hydrocarbon solvent and residual bitumen from tailings settled in a tailings pond |