31ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН В КАЧЕСТВЕ ГИДРОМИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ
Р.Л. Ибрагимов
Татарское геологоразведочное управление ОАО «Татнефть», Казань, е-mail: tgru@tatneft.ru
Подземные воды нефтяных месторождений Татарстана уже давно являются объектом изучения гидрогеологов, химиков и технологов на предмет возможного их использования в качестве источника гидроминерального сырья. По мнению ряда специалистов, наиболее интересны в этом отношении бром, йод, хлористый натрий, кальций, калий и хлор. В пластовых водах нефтяных месторождений, которые представляют собой хлоркальциевые растворы с общей минерализацией до 290 г/дм3, содержание этих компонентов в различных соединениях огромно и может быть использовано в качестве гидроминерального сырья на длительный срок эксплуатации (табл. 1-5).
Первые сведения о добыче из подземных вод поваренной соли и серы в соседних с Татарстаном областях Урало-Поволжья появились еще в XVI веке (Соликамск, Солигач, Усолье, Серноводск). В 1935-1948 гг. были исследованы подземные воды более глубоких каменноугольных и девонских отложений. Результаты этих исследований изложены в работах В.А. Сулина (1935, 1948), М.С. Кавеева (1940, 1948), С.Г. Каштанова (1936), А. В. Миртовой и П.В. Дмитриевой (1939), А.И. Силина-Бекчурина (1941, 1948, 1949), Н.К. Игнатова(1945)и др.
В конце 50-х гг., после открытия крупных нефтяных месторождений в Татарстане, база данных по гидроминеральным компонентам осадочного чехла палеозойских отложений существенно расширяется.
Специальные работы по разведке и изучению подземных вод проводились по Краснокамскому району (В.М. Куканов, Е.Е. Керкле, М.В. Сыроватко и др.), Самарской Луке (М.И. Зайдельсон, А.И. Козин, К.Б. Аширов и др.), Татарстану (В.Г. Герасимов, М.М. Булычев, Е.Ф. Станкевич, Б.В. Анисимов, К.Н. Доронкин, Р.Л. Ибрагимов и др.).
В результате этих работ установлено, что вся территория Урало-Поволжья является перспективной в плане поиска и разведки промышленных вод, пригодных для извлечения брома, йода, бора и других элементов.
В 1965 г. в ТатНИПИнефти была проведена оценка вод терригенных отложений девона Бавлинского нефтяного месторождения на содержание брома и йода для использования их в
промышленных целях и рассмотрены гидрогеологические условия терригенных отложений. Как показали химические анализы пластовых и нефтепромысловых сточных вод в результате опробования скважины 20 (Бавлинской), наиболее водообильными в терригенных отложениях девона являются песчаные пласты Дд и Ду. Технико-экономическое обоснование йодобромного производства проводилось по трем вариантам: 1) использование нефтепромысловых сточных вод; 2) использование пластовых вод из скважин, оборудованных на пласты Дд, Ду и Ду; 3) совместное использование нефтепромысловых и пластовых вод. Ориентировочные расчеты показали высокую рентабельность йодобромного производства на базе нефтепромысловых сточных вод.
Таблица 1
Содержание основных микрокомпонентов в пластовых водах месторождений ЮжноТатарского свода и его склонов
Микрокомпоненты (шт-шах)
Водоносные Г Ш4+ Ва2+
горизонты, Вг- Бе2+ Бг2+
комплексы
В К+
Архейско- 8,5-10,0 1,6-174 56,0
протерозойский 843-1933 0,5 770,0
8,1-10,5 720
Терригенных 6,1-9,9 96-195 89
отложений девона 654-999,3 121 392
8,5-10,3 1444 -
Карбонатных 7,2-10,8 122-146 107
отложений девона 350-1871,0 5,4-28 380
14-29 1280 -
Турнейских 6,3-15,3 112-241 28
отложений 226-1606,4 - 215
- 334-1551 -
Терригенно- 6,8-8,8 112-174 -
карбонатных 374-863,4 15-210 110
отложений ниж.
карбона 22-29 1315 -
Содержание основных микрокомпонентов в пластовых водах месторождений юго-восточного склона Северо-Татарского свода
Микрокомпоненты (шт-шах)
Водоносные Г Ш4+ Ва2+
горизонты, Вг- Бе2+ Бг2+
комплексы
В К+
Терригенных 7,3-16,4 83,6 13
отложении девона 444-722 61,9 338
13 1300 -
Карбонатных 11-16 84-97,8 -
отложений девона 443-707 6,7- 95 -
9 900 -
Турнейских 7,4 116,0 -
отложении 639 12,7 238
31,5 1128,8 -
Терригенно- 7,9-16,0 174 -
карбонатных 462-680 20
отложений ниж.
карбона 12 1200 -
Башкирско- 8,4-13 174 -
верейских отложений 573-863,4 90 -
17 1000 -
Таблица 3
Содержание основных микрокомпонентов в пластовых водах месторождений
Мелекесской впадины
Микрокомпоненты (шт-шах)
Водоносные Г №+ Ва2+
горизонты, Вг- Бе2+ Бг2+
комплексы
В К+
8,5-10 214-225 115
Терригенных 849-1000 32-142 553
отложении девона 13,8-41 1338-1565 -
Турнейских 7,2-9,7 97-404 -
отложений 215-608 7,3-50 8-31 900 -
Терригенно-карбонатных отложений ниж. 6,7-8,9 33-414 109-166 11-66 539
карбона 8-31 1005 -
9,7-17,2 77-115 -
Окско-серпуховских 226-300 52-119 -
отложений 9,4 400 -
7,8-9 60-133 -
Башкирско- 259-420 52-70 -
верейских отложений 5,2 843 -
7-10,6 22-126 -
Каширских 234-400 26-206 -
отложений 2 108 -
Таблица 4
Содержание основных микрокомпонентов в нефтепромысловых сточных водах месторождений Южно-Татарского свода
Микрокомпоненты (шт-шах)
Водоносные горизонты, Г Ш4+ Ва2+
комплексы Вг Бе2+ Бг2+
В К+
7 100 59
Девонские 480 47 200
13 600
7 160 -
Каменноугольные 300 40 -
7 - -
Содержание основных микрокомпонентов в нефтепромысловых сточных водах месторождений юго-восточного склона Северо-Татарского свода
Микрокомпоненты (шт-шах)
Водоносные горизонты, Г Ш4+ Ва2+
комплексы Вг- Бе2+ Бг2+
В К+
8,4 83,6 -
Девонские 514 35 -
7,4 49,7 -
7 70 -
Каменноугольные 309 5 -
7 589 -
В статье Е.Ф. Станкевича «Возможные пути комплексного использования подземных промышленных вод нефтедобывающих районов Волго-Уральской области» (Казанский геологический институт, 1968 г.) дается обобщение всех имеющихся материалов по йодобромным подземным водам с предложениями их использования для промышленных целей. Предлагаются следующие варианты:
- использование нефтепромысловых сточных вод, которые являются бесплатным сырьем;
- совместная добыча нефти и гидроминерального сырья при форсированной разработке небольших нефтяных месторождений;
- использование йодобромных вод выработанных нефтяных месторождений;
- совместное использование нефтепромысловых сточных вод и рассолов, добываемых из непродуктивных горизонтов;
- добыча бромных вод из непродуктивных горизонтов (верхнефранского и фаменского) и использование обезбромленных вод для целей ППД на нефтяных месторождениях.
Преимуществами первого варианта, по Е.Ф. Станкевичу, являются дешевизна
получаемых рассолов, которые на многих товарных парках содержат 400-500 и более мг/дм3 брома, и большие ресурсы сточных вод, превышающие по многим НГДУ 4 млн м3 в год. К недостаткам первого варианта автор относит: 1) сильные колебания объема сточных вод во времени, что связано с технологией добычи нефти; 2) разубоживание (разбавление) пластовых вод при закачке в пласт пресной воды; 3) несоответствие сточных вод кондициям на йодобромные воды по галлоидопоглощению - 130-257 мг/дм3 (при норме 80 мл/л) и по содержанию нефти, которое в отдельных случаях достигает 1000-2700 мг/дм3; 4)уменьшение содержания йода и брома при длительном отстаивании, а также в результате использования современных методов очистки сточных вод.
Основным недостатком второго варианта является небольшой срок эксплуатации нефтяного месторождения, при котором организация йодобромного производства является нерациональной.
Третий вариант скомбинирован из первого и четвертого, поэтому все недостатки и преимущества этих вариантов относятся и к нему.
Достоинства наиболее перспективного, по мнению автора, четвертого варианта:
- использование минимального количества водяных скважин высокой производительности;
- практически неограниченные запасы кондиционных вод;
- незначительное содержание в воде железа, упрощающее подготовку отработанных вод для закачки в нефтяные пласты;
- наличие большого количества фактических данных по геологическому строению нефтяных месторождений, что облегчает и удешевляет проведение поисково-разведочных работ на промышленные воды.
В качестве первоочередного объекта для постановки поисково-разведочных работ предлагается Ромашкинское нефтяное месторождение; во вторую очередь поисково-разведочные работы намечается провести в Туймазинском (Башкирия) и Бавлинском нефтедобывающих районах.
Исследователи из ТатНИПИнефти (Б.В. Анисимов, К.Н. Доронкин) считают, что Е.Ф. Станкевич преуменьшил значение первого варианта, который имеет преимущество перед остальными из-за дешевизны сырья. Четвертый вариант, напротив, при условии одновременной разработки нефтяных месторождений может, по их мнению, вызывать перетоки воды из одного горизонта в другой и потребует постановки дорогостоящих
гидрогеологических исследований.
В 1970 г. В ЦЗЛ химзавода им. Л.Я. Карпова (г. Менделеевск) под руководством Т.Г. Ахметова была проведена работа по теме «Изучение возможности использования подземных рассолов Прикамья». В лабораторных условиях из нефтепромысловых сточных вод с ТХУ-2, содержащих 514 мг/дм3 брома и 8,4 мг/дм3 йода, были получены кристаллы йода и жидкий бром. В работе приводятся технологические схемы производства йода и брома из пластовых вод и нормы расхода сырья на получение одной тонны продукции.
В 1972 г. в ТатНИПИнефти была проведена работа по теме «Оценка потенциальных ресурсов йодобромных вод терригенных отложений девона Прикамских нефтяных месторождений ТАССР с целью их промышленного освоения». Были сделаны следующие основные выводы:
- подземные воды терригенного девона отвечают существующим кондиционным требованиям по минимальному содержанию полезных компонентов;
- статические ресурсы пластовых вод терригенного девона практически неисчерпаемы и в пределах Прикамских нефтяных месторождений они вполне могут обеспечить на длительный срок водозаборные сооружения рассолопромысла производительностью 20 тыс. м3/сут;
- до тех пор пока не выработаны основные запасы нефти в терригенных отложениях района Прикамья, организация рассолопромысла высокой производительности представляется преждевременной, т. к. отбор большого количества жидкости вызывает интенсивные перетоки жидкости из одного пласта в другой и может привести к осложнению эксплуатации залежей нефти.
Было также отмечено, что данное производство следует проводить в два этапа:
- первый этап: использование попутных вод ввиду дешевизны сырья и высокой рентабельности;
- второй этап: организация рассолопромысла.
В 1991 г. ТатНИПИнефть совместно с ВСЕГИНГЕО проводили исследования по выявлению целесообразности использования попутных вод нефтяных месторождений в качестве источника сырья для извлечения солей. В результате проведенных работ были решены следующие задачи:
1) обоснован рациональный комплекс гидрогеологических исследований на эксплуатируемых месторождениях нефти, в том числе методы оценки запасов подземных вод и расчетные содержания промышленно-ценных компонентов в попутных водах;
2) разработана принципиальная технологическая схема извлечения промышленно-ценных компонентов на базе лабораторных исследований и испытаний;
3) проведено геолого-экономическое обоснование перспектив использования попутных вод в качестве гидроминерального сырья и целесообразности их дальнейшего изучения.
Согласно проведенным исследованиям, на территории деятельности ОАО «Татнефть» первоочередными для изучения попутных вод нефтяных месторождений по совокупности гидродинамических и гидрохимических показателей выделены следующие объекты и месторождения:
1) терригенный комплекс девона (Елабужское, Первомайское, Ромашкинское (Абдрахмановская и Кармалинская площади) месторождения нефти);
2) тульский и тульско-бобриковский, бобриковский горизонты нижнего карбона (Макаровское, Сабанчинское, Бурейкинское месторождения);
3) башкирский и верейский горизонты среднего карбона (Бурейкинское, Макаровское месторождения).
Наибольший практический интерес представляют Сабанчинское, Елабужское и Первомайское месторождения. С учетом количества сырья на этих месторождениях в промышленных кондициях можно извлекать натрий, кальций, магний, стронций, йод и бром.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что для извлечения различных солей могут быть использованы как пластовые воды нефтяных месторождений, так и нефтепромысловые сточные и отработанные воды, получаемые в процессе соледобычи.
Для оценки целесообразности использования подземных вод, помимо сведений о содержании основного их компонента, необходимо иметь данные по следующим показателям:
- суммарная производительность водозабора, определяющая мощность предприятия;
- глубина эксплуатационных скважин, определяемая глубиной залегания водоносных горизонтов;
- дебит эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин, от которых
зависит общее количество скважин при заданной производительности водозабора;
- глубина уровня подземных вод на начало и конец эксплуатации месторождения, влияющей на расход электроэнергии при добыче и закачке отработанных вод;
- размеры водозабора, определяющие капитальные вложения в сырьевую базу (трубопроводы, насосное оборудование, автодороги, ЛЭП);
- способы утилизации отработанных вод, определяющие их переработку, наличие в воде вредных примесей, требующие специальной водоподготовки.
Все перечисленные показатели являются важными, так как один из факторов или их совокупность могут оказать решающее влияние на экономику производства. Например, месторождение с невысокой концентрацией полезного компонента, но с высоким напором (фонтан) подземных вод может быть более рентабельным, чем месторождение с очень высокой концентрацией полезного компонента, но со значительными глубинами скважин и динамических уровней. При наличии благоприятных геолого-технических факторов производство может оказаться нерентабельным из-за присутствия в воде вредных примесей.
Таким образом, ввиду многофакторности задачи, вывод о целесообразности создания производства и перспективности какого-либо месторождения можно сделать только с учетом всех перечисленных факторов. Кроме того, потребуются дополнительные исследования, направленные на уточнение величин эксплуатационных запасов попутных вод и содержаний в них промышленно-ценных компонентов, обоснование эксплуатационных запасов по промышленным категориям В и С1 в соотношениях, позволяющих выделить капиталовложения на проектирование и строительство перерабатывающих предприятий, разработку промышленных технологий извлечения промышленно-ценных компонентов, сводные технико-экономические расчеты переработки сырья и сводное технико-экономическое обоснование целесообразности освоения сырья.
