CC BY
24
УДК 622.279.23
КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА МАССОПЕРЕНОСА ХИМИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ США
© 2014 г. В.И. Петренко, Н.Н. Петренко
Петренко Василий Иванович - доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик Российской академии естественных наук, Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета, пр. Кулакова, 2, г. Ставрополь, 355038, е-mail: petrenko-stavropol@rambler. т.
Petrenko Vasili Ivanovich - Doctor of Geological and Mi-neralogical Science, Professor, Academician of the Russian Academy of Natural Science, Oil and Gas Institute of the North Caucasian Federal University, Kulakov Ave, 2, Stavropol, 355038, Russia, e-mail: [email protected].
Петренко Николай Николаевич - аспирант, Институт нефти и газа, Северо-Кавказского федерального университета, пр. Кулакова, 2, г. Ставрополь, 355038, е-mail: [email protected].
Petrenko Nikolay Nikolaevich - Post-Graduate Student, Oil and Gas Institute of the North Caucasian Federal University, Kulakov Ave, 2, Stavropol, 355038, Russia, e-mail: [email protected].
Пластовые газы всех газовых и газоконденсатных месторождений мира представлены парогазовыми смесями, содержание водяного пара в которых зависит от газа-растворителя (CH4, CO2, H2S, N2 и др.), термобарических параметров залежей и минерализации остаточных вод. Формирующиеся на поверхности при добыче газа конденсационные воды содержат многие химические элементы, которые могут попадать в поверхностные воды в случае сброса конденсационных вод на земную поверхность. Для США оценен мас-соперенос химических элементов конденсационными водами из залежей в установки по подготовке газа к транспорту.
Ключевые слова: нефть, газоконденсат, газ, конденсационная вода, массоперенос.
Reservoir gas of all gas and gas-condensate fields in the world are presented with gas-vapor mixture, water vapor content of which depends on the solvent-gas (CH4, CO2, H2S, N2 , etc.), thermobaric parameters of deposits and mineralization of residual water. Condensate water, formed on the surface during gas production, contains many chemicals that can be released to surface waters in the case of condensation water shedding on the Earth's surface. Mass transfer of chemical elements condensing water from reservoirs to complex gas treatment plant to transport is estimated for the U.S.
Keywords: oil, gas-condensate, gas, condensate water, mass transfer.
Известно, что пластовый газ газоконденсатной залежи включает в себя газ-растворитель (газ-абсорбент), пары высококипящих углеводородов (С5+в) и пары воды. Добыча газа сопровождается образованием жидких флюидов в виде газоконденсата и конденсационных вод в установках по подготовке газа к транспорту.
Установлено наличие многих химических элементов в указанных флюидах. В частности, в конденсационных водах оценено содержание 23 элементов и трёх комплексных ионов: Li, B, F, Mg, Al, Si, О, ^ Ca, &, Mn, Fe, №, Zn, Ga, Br, Sr, Ba, Pb, HCO3-, SO42-, КИ4+ (табл. 1), в газоконденсатах -32 элементов: а, ^ Sc. V, Mn, Fe, еЬ, №, Zn, As, Se, Br, Rb, Zr, Sb, I, Cs, Ba, La, Ce, Sm, En, Yb, Lu,W, Au, И, ^ Элементы определялись в газоконденсатах и конденсационных водах в разное время из различных газоконденсатных месторождений [1-9].
Можно с полной уверенностью утверждать, что в одном и том же газоконденсатном месторождении в парах углеводородов (после конденсации - газоконденсат) и воды (после конденсации - конденсационная вода) будет находиться одинаковый набор элементов.
Оценка массопереноса элементов водяным паром заключается в определении количества извлекаемой с газом конденсационной воды, являющейся дериватом сконденсировавшегося водяного пара пластовой па-рогазоконденсатной смеси.
Чтобы оценить отбор конденсационной воды, необходимо знать влагонасыщенность добываемого газа, которая зависит от термобарических условий в разрабатываемых залежах.
Таблица 1
Среднее содержание химических элементов в конденсационных водах газовых и газоконденсатных месторождений
Элемент Содержание, мг/дм3 Элемент Содержание, мг/дм3
Li 0,087 Co 0,11 (62)
B 0,25 (278)* Ni 0,53 (62)
F 0,21 (278) Cu 3,77 (62)
Na 31,4 (367) Zn 3,78 (118)
Mg 3,23 (422) Ga 0,11 (62)
Al 0,56 (101) Br 0,093 (54)
Si 2,8 (182) Sr 0,57 (370)
Cl 87,7 (422) I 0,0067 (54)
K 2,50 (367) Ba 0,8 (41)
Ca 26,7 (422) Pb 0,40 (56)
Cr 0,07 (82) HCO3" 117,9 (121)
Mn 2,36 (406) SO42- 26,5 (121)
Fe 162,6 (330) NH4+ 9,0 (278)
Итого 483,997
* - в скобках указано число проб.
С целью оценки средних значений пластовых давлений и температур в «средней» залежи необходимо знать динамику средней глубины эксплуатируемых месторождений. Нами для США с 1949 по 2008 г. оценена средняя глубина эксплуатационных скважин
газовых и газоконденсатных месторождений (рис. 1). На начало 1949 г. она составляла 1040 м. Величины отборов газа и газоконденсата для США известны с 1900 г. За период с 1900 по 1948 г. среднюю глубину эксплуатационных скважин (от 100 до 1040 м) оценили путём несложных математических операций (рис. 1).
Год
ОЮСЧОЭтСОЮСЧОЭтСОЮСЧОЭтСОЮСЧ
0
500
я' 1000 =
в
ю
£ 1500
[н
2000 2500
Рис. 1. Динамика средней глубины эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных месторождений США
Для каждой глубины динамику средних значений давления и температуры в разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождениях определили по графикам (рис. 2). Полученные средние значения давлений и температур приведены в табл. 2.
Таблица2
Динамика средней глубины до разрабатываемых залежей и средних значений давления и температуры в них
По полученным значениям давления и температуры определялось влагосодержание пластового газа за весь рассматриваемый период разработки (150 лет) с относительной плотностью 0,68 для минерализации остаточной воды 50 г/дм3 (табл. 3). Влагосодержание пластового газа рассчитывалось по специальной программе.
Давление. МИа
а
Температура. °С
О 50 100 150 200 250
y = 26,09x + +199,86 R2 = 0,6977 n=1190
б
Рис. 2. Динамика давления (а) и температуры (б) в залежах УВ с глубиной
При допущении, что вся парообразная влага поступила с газом на поверхность, через влагосодержа-ние определили массу извлеченной с газом конденсационной воды, которая составила 31,33 млн т. Исходя из массы конденсационной воды, определили, что в газовых и газоконденсатных залежах её газовая фаза составляла 41,857-109 м3.
По суммарному отбору конденсационной воды и среднему содержанию химических элементов и ионов в ней (табл. 1) определили массу элементов, поступивших с конденсационной водой в установки по подготовке газа к транспорту. Она составила 15119,61 т (табл. 4).
Период, гг. Глубина, м Температура, °С Давление, МПа
1900-1909 100-123 13,5-13,97 1-1,21
109 13,69 1,08
1910-1919 129-201 14,1-15,58 1,27-1,98
161 14,75 1,58
1920-1929 212-346 15,8-18,56 2,09-3,4
274 17,08 2,7
1930-1939 366-590 18,97-23,57 3,6-5,8
470 21,11 4,62
1940-1949 620-1040 24,19-32,2 6,1-9,82
824 28,33 8,06
1950-1959 1148-1561 36,34-52,12 11,05-15,96
1350 44,09 13,44
1960-1969 1568-1742 52,45-59,12 16,05-18,2
1637 55,08 16,9
1970-1979 1512-1728 50,29-58,58 15,36-18,03
1598 53,59 16,42
1980-1989 1526-1662 50,85-56,05 15,54-17,21
1571 52,56 16,09
1990-1999 1509-1904 50,18-65,31 15,33-20,24
1747 59,32 18,29
2000-2008 1471-2010 48,72-69,37 14,87-21,6
1737 58,92 18,16
Таблица 3
Влагосодержание газа и отбор конденсационной воды (1900 - 2008 гг.)
Год Влагосодержание, г/м3 Отбор воды, тыс. м3 Год Влаго-содержание, г/м3 Отбор воды, тыс. м3 Год Влаго-содержание, г/м3 Отбор воды, тыс. м3 Год Влаго-содержание, г/м3 Отбор воды, тыс. м3
1900 1,12 4,1 1928 0,53 23,8 1956 0,82 234 1984 0,96 496
1901 1,11 5,7 1929 0,52 28,6 1957 0,89 269 1985 0,97 474
1902 1,11 6,5 1930 0,51 28,3 1958 0,84 263 1986 0,91 433
1903 1,10 7,5 1931 0,50 24,2 1959 0,94 322 1987 0,94 465
1904 1,08 7,9 1932 0,49 22,1 1960 1,02 367 1988 0,96 485
1905 1,07 9,7 1933 0,48 21,8 1961 0,95 358 1989 0,92 470
1906 1,04 11,5 1934 0,47 24,4 1962 0,97 380 1990 0,89 469
1907 1,01 11,6 1935 0,47 26,1 1963 0,97 406 1991 0,95 498
1908 0,98 11,2 1936 0,46 29,2 1964 0,96 424 1992 1,06 564
1909 0,95 13,0 1937 0,46 32,2 1965 1,02 464 1993 1,27 685
1910 0,91 13,1 1938 0,46 30,5 1966 1,07 523 1994 1,45 808
1911 0,89 12,9 1939 0,45 32,7 1967 1,14 586 1995 1,43 791
1912 0,84 13,4 1940 0,45 35,1 1968 1,18 643 1996 1,44 809
1913 0,81 13,4 1941 0,45 37,2 1969 1,10 643 1997 1,42 799
1914 0,79 13,2 1942 0,45 40,5 1970 1,14 710 1998 1,33 752
1915 0,76 13,6 1943 0,46 45,5 1971 1,16 736 1999 0,89 499
1916 0,74 15,7 1944 0,46 49,9 1972 0,99 634 2000 0,85 486
1917 0,71 16,0 1945 0,47 53,7 1973 1,00 643 2001 0,88 515
1918 0,70 14,2 1946 0,48 56,2 1974 0,96 589 2002 1,01 571
1919 0,68 14,4 1947 0,49 63,3 1975 0,99 561 2003 1,11 629
1920 0,66 15,1 1948 0,50 72,4 1976 0,89 504 2004 1,19 656
1921 0,64 12,2 1949 0,50 76,8 1977 0,92 523 2005 1,20 646
1922 0,61 13,5 1950 0,57 101 1978 0,93 524 2006 1,30 717
1923 0,59 17,1 1951 0,58 123 1979 0,93 540 2007 1,64 938
1924 0,58 19,0 1952 0,62 142 1980 0,94 535 2008 1,62 975
1925 0,56 19,3 1953 0,71 170 1981 0,95 539 Масса отобранной конденсационной воды 31,33 млн т
1926 0,55 20,9 1954 0,71 176 1982 1,07 561
1927 0,54 22,6 1955 0,70 188 1983 0,97 463
Как видно из рис. 3, разница в массопереносе элементов достигает нескольких порядков. Максимальный вынос характерен для железа, минимальный - йода.
Следует отметить, что в начальный период развития газовой промышленности США, как и в СССР и других странах, конденсационная вода сбрасывалась на земную поверхность и попадала в реки и озера, а также в грунтовые и подземные воды неглубоко залегающих водоносных горизонтов. В настоящее время отбираемые с газом конденсационные воды в основном закачиваются в водоносные горизонты.
10 000 000
«
о ч
я я о я я
ч я
я m
1 000 000
100 000
10 000
1 000
100
10
1
I Сг Br Ga Co F B Pb № А Sr Ba Mn K Si Mg Cu Zn Ca Na И Fe
Рис. 3. Логарифм массы элементов, поступивших на поверхность с конденсационной водой
Необходимо продолжать исследования по определению содержания элементов в нефти, газоконденсатах, конденсационных и пластовых водах с целью определения их ресурсов, а также оценки техногенной нагрузки на окружающую среду.
Кроме того, нужно искать технологические приёмы с целью извлечения ряда ценных элементов из указанных флюидов.
Литература
1. Петренко В.И., Соломахин В.И. Организация и методика проведения комплексного исследования газоконденсатных скважин (на примере Ленинградского месторождения Краснодарского края) // Газовые и газоконденсатные месторождения. Добыча, транспорт и хранение газа. М., 1963. С. 23 - 65.
2. Петренко В.И., Пикало Г.И., Рассохин Г.В., Царев В.А., Панасов Б.В., Пейсахов Р.М. Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме : науч.-аналит. и темат. обзор. М., 1965. 80 с.
3. Петренко В.И., Рассохин Г.В., Леонтьев И.А. Контроль за обводнением газоконденсатных скважин с помощью наблюдений за минерализацией пластовых вод // Газовое дело. 1966. № 2. С. 10 - 16.
4. Рассохин Г.В., Шмыгля П. Т., Петренко В.И., Пикало Г.И. Разработка месторождений при упруговодонапорном режиме // Газовое дело. 1966. № 3. С. 5 - 8.
Таблица 4
Массоперенос элементов водяным паром парогазоконденсатных смесей
Элемент Масса, т Элемент Масса, т Элемент Масса, т Элемент Масса, т
Si 88,7 Mn 75,1 Ga 3,5 K 76,7
Al 17,7 Sr 18,4 Co 3,5 НСО3- 3737,2
Fe 5242,9 Cr 2,2 Pb 12,7 SÜ42" 840,0
Ca 827,3 B 7,9 Br 2,9 NH4+ 285,3
Mg 96,0 Ni 16,8 I 0,212 Итого 15119,61
Na 906,6 Zn 119,8 F 6,7
Ba 25,4 Cu 119,5 Cl 2586,6
5. Леонтьев И.А., Петренко В.И., Рассохин Г.В., Царев В.А., Козлов А.П., Селиванов Ю.Н. Контроль за процессом обводнения газовых и газоконденсатных месторождений по гидрохимическим показателям : темат. науч.-техн. обзор. М., 1967. 48 с.
6. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И., Шмыгля П.Т., Коноплев Ю.В. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку. М., 1973. 262 с.
7. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И., Белый Н.И., Омесь С.П. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1979. 272 с.
8. Петренко В.И. Динамика и фазовые превращения подземных вод при эксплуатации газоконденсатных месторождений // Изв. АН СССР. Сер. геологическая. 1982. № 1. С. 116 - 129.
9. ПетренкоВ.И., ЗиновьевВ.В., ЗленкоВ.Я., ЗиновьевИ.В., Остроухов С.Б., Петренко Н.В. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ. М., 2003. 511 с.
Поступила в редакцию
11 февраля 2014 г.
