CC BY
32DOI: 10.31660/0445-0108-2019-1-19-29
УДК 556.3.01
Вопросы утилизации сточных вод на Ямсовейском нефтегазоконденсатном месторождении
Ю. И. Сальникова1*, В. А. Бешенцев2, Р. Н. Абдрашитова2
'Западно-Сибирский институт проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета, г. Тюмень, Россия 2Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия *e-mail: salnikova.julja@rambler. ru
Аннотация. Рассмотрены эколого-гидрогеологические условия апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, который является целевым для закачки сточных вод на Ямсовейском нефтегазоконденсатном месторождении. Изучен геохимический состав подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна и закачиваемых флюидов на промысле. Проведено сравнение результатов химических анализов сточных вод с лимитируемыми компонентами согласно нормативной документации. Выполнено термодинамическое моделирование физико-химических процессов при смешении очищенных сточных вод и пластовых вод поглощающего горизонта с целью оценки их совместимости.
Ключевые слова: Западно-Сибирский мегабассейн; сточные воды; загрязнение; обезвреживание; поглощающий горизонт; экологическая безопасность
Aspects of wastewater disposal at the Yamsovey oil and gas condensate field Yulia I. Salnikova1*, Vladimir A. Beshentsev2, Rimma N. Abdrashitova2
' West Siberian Institute of Oil and Gas Geology ofIndustrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
2Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia *e-mail: salnikova.julja@rambler. ru
Abstract. The article is devoted to the ecological and hydrogeological conditions of the Aptian-Albian-Cenomanian hydrogeological complex. This complex is targeted for pumping wastewater at the Yamsovey oil and gas condensate field. We have studied the geochemical composition of groundwater of the Mesozoic hydrogeological basin and injected fluids at the field. In the article we compare the results of chemical analyzes of wastewater with limited components according to the regulatory documentation. Also, we have performed the thermodynamic modeling of physical and chemical processes when mixing treated wastewater and formation water from the absorbing horizon in order to assess their compatibility. The obtained results are presented in the article.
Key words: the West Siberian megabasin; wastewater; pollution; neutralization; absorbing horizon; environmental safety
Введение
В процессе добычи углеводородного сырья на нефтегазовых промыслах севера Западной Сибири образуются значительные объемы жидких промышленных и
хозяйственно-бытовых стоков, для многих из которых надежные методы очистки и утилизации в настоящее время отсутствуют. Длительная изоляция таких отходов от гидросферы и биосферы на поверхности Земли является достаточно сложной задачей. Одним из способов ее решения служит закачка стоков в глубокие горизонты для предотвращения их губительного воздействия на окружающую среду [1, 2]. Исходя из этого, при выборе поглощающего резервуара для закачки очищенных стоков в недра важно соблюдение ряда требований (надежная изоляция пласта-коллектора от выше- и нижележащих водоносных горизонтов, высокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, оптимальная с технико-экономической с точки зрения глубина залегания, отсутствие целевого назначения заключенных в горизонте вод для питьевого, лечебного, промышленного и прочего использования). Один из основных вопросов — гидрогеологические условия поглощающего горизонта и химическая совместимость пластовых и закачиваемых флюидов — рассмотрен в данной работе на примере Ямсовейского месторождения.
Ямсовейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в пределах Надымского и Пуровского районов Тюменской области. Ямсовейский участок недр находится на территории природного заповедника с уникальными флорой и фауной и множеством рек, поэтому соблюдение экологических аспектов в процессе добычи углеводородов особенно важно. Как и на всех газоконденсатных промыслах региона, на Ямсовей-ском месторождении закачка сточных вод осуществляется внутри контура газоносности (под разрабатываемую газовую залежь сеномана) в отложения апт-альб-сеноманского возраста [3].
В качестве поглощающего горизонта используются проницаемые породы по-курской свиты в интервале пластов ПК7-ПК12, кровля которых залегает на 110 м ниже газо-водяного контакта (ГВК) газовой залежи пласта ПК! [4]. Сформировавшаяся зона депрессионной воронки на таких месторождениях позволяет закачивать значительные объемы стоков без риска роста пластового давления. На территории региона апт-альб-сеноманский комплекс эксплуатируется в качестве поглощающего резервуара для размещения стоков на Уренгойском, Ямбургском, Вын-гапуровском, Комсомольском, Губкинском, Заполярном, Бованенковском, Вос-точно-Таркосалинском, Западно-Таркосалинском, Юбилейном, Береговом, Хан-чейском и Сандибинском месторождениях.
Вопросам охраны природных вод и проблемам подземного захоронения промышленных стоков на севере Западной Сибири посвящены работы В. М. Гольдберга, Н. П. Скворцовой, Л. Г. Лукьянчиковой, А. С. Белицкого, В. А. Грабовниковой, В. А. Боревской, В. М. Матусевича, О. Г. Бешенцевой и др.
Объект и методы исследований
Объектом исследований является апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс, поэтому в данной работе основное внимание уделяется его гидрогеологическим особенностям и в целом мезозойскому бассейну.
В гидрогеологическом отношении территория Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона относится к северной части Западно-Сибирского мегабассей-на, который состоит из трех самостоятельных сложных наложенных гидрогеологических бассейнов: кайнозойского, мезозойского и палеозойского [5].
В разрезе кайнозойского гидрогеологического бассейна выделены два гидрогеологических комплекса: эоцен-четвертичный, являющийся основным источни-
ком хозяйственно-питьевого водоснабжения Ямало-Ненецкого автономного округа (по химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,01-0,51 г/дм3), и турон-эоценовый [6]. Гидрогеологические условия кайнозойского бассейна в разрезе его первого гидрогеологического комплекса, представленного кайнозойско-меловой системой бассейнов стока, осложнены развитием двухслойной толщи многолетне-мерзлых пород (на глубину до 350 м).
В состав мезозойского гидрогеологического бассейна входят апт-альб-сеноманский, неокомский (берриас-валанжин-готерив-барремский) и юрский гидрогеологические комплексы. Для бассейна характерно наличие коллекторов поро-во-пластового типа с подчиненным развитием локальных трещинно-жильных структур.
В пределах описываемой территории, несмотря на слабую изученность палеозойского гидрогеологического бассейна, имеющийся фактический материал позволяет выделить триас-палеозойский гидрогеологический комплекс [7, 8].
Результаты
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс развит в фациях покур-ской свиты. Отложения представлены сложным неравномерным переслаиванием уплотненных песков, песчаников, алевролитов и крупных пачек глин (в средней части комплекса). Водонасыщенная толща хорошо выдержана по площади, ее общая мощность достигает 710-980 м.
В районе Ямсовейского месторождения в качестве подстилающего апт-альб-сеноманский комплекс водоупора выделяются кровельные глины тангаловской свиты толщиной до 50 м. От верхнего гидрогеологического этажа комплекс надежно изолирован толщей осадков турон-эоценового возраста мощностью до 1 000 м.
Водовмещающие отложения комплекса заключают в себе значительные ресурсы высоконапорных минерализованных термальных вод и характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Так, среднее значение пористости пород составляет 27,5 %, проницаемости — 496,51 мД.
В пределах изучаемого месторождения опробованы водоносные горизонты пластов ПКЬ ПКп, ПК18, ПК22. В процессе бурения дебиты пластовых вод составили 150,0-180,0 м3/сут при среднединамическом уровне порядка 500 м. Замеренные пластовые температуры вод изменяются от +27 до +48 0С.
Подземные воды комплекса имеют хлоридный натриевый состав и хлоридно-кальциевый (гМа/гС1 = 0,92-0,94) тип по В. А. Сулину с минерализацией 16,1-18,8 г/дм3. Активная среда вод нейтральная, реже слабощелочная (рН = 7,2-8,4), общая жесткость изменяется от 19,0 до 30,1 мг-экв/дм3. Плотность вод — 1,011-1,013 г/см3.
При преобладании в солевом растворе ионов натрия и хлора содержание кальция — 12,3-30,1 мг-экв/дм3, магния — 0,0-9,6 мг-экв/дм3. Гидрокарбонат-ион определен в количестве 3,2-5,2 мг-экв/дм3. Воды почти бессульфатны и не содержат карбонатов (обнаружены в единичных пробах в количестве 2,2 и 0,2 мг-экв/дм3 соответственно).
В подземных водах определены следующие микрокомпоненты: йод — 12,718,4 мг/дм3; бром — 44,6-54,9 мг/дм3; бор — 11,5-39,4 мг/дм3; фтор — 0,5 мг/дм3. Содержание метана составляет 94,67-99,11%, углекислого газа — 0,07-0,41%, азота — 0,13-4,54 %.
Сводная геохимическая характеристика гидрогеологических комплексов (макро- и микрокомпоненты) представлена в таблице 1.
Таблица 1
Геохимический состав подземных вод гидрогеологических комплексов Ямсовейского месторождения
Единица измерения Показатель Гидрогеологический комплекс
Апт-альб-сеноманский Неокомский Юрский
рН 7,2-8,4 7,4-7,5 7,0
г/дм3 Минерализация 16,1-18,8 13,2-17,4 15,5-17,3
мг-экв/дм3 Ыа+ + К+ 256,6-296,8 192,9-256,7 541,5-273,0
Са2+ 12,3-30,1 4,6-5,5 5,0-9,4
Mg2+ 0,0-9,6 2,4-2,7 2,0-2,2
Ж4+ 0,7-1,9 0,5-0,6 0,8
Б042- 0,0-2,2 0,0 0,0-2,5
С1- 268,8-318,0 140,0-184,0 212,0-256,0
НС03- 3,2-5,2 60,8-80,1 28,4-34,0
со32- 0,0-0,2 0,0 0,0
мг/л I 12,7-18,4 3,4-9,3 0,9-3,8
Бг 44,6-54,9 25,0-28,2 23,1-30,9
В 11,5-39,4 4,3-6,8 3,3-4,2
Е 0,5 1,8-2,8 2,3
rNa/rСl 0,92-0,94 1,38-1,40 1,07-1,12
Тип вод по В. А. Сулину Хлоридно-кальциевый Гидрокарбонатно-натриевый Гидрокарбонатно-натриевый
На рисунке 1 отражены соотношения средних содержаний солеобразующих компонентов комплексов мезозойского гидрогеологического бассейна в процент-эквивалентной форме.
ШМуI110 В Са2+ н
■ N44+
■ <
□ нсоз-
Рисунок. Состав вод мезозойског1 гидрогеологического бассейна
(%-экв/дм3) Ямсовейского месторождения
Неокомский гидрогеологический комплекс представляет собой переслаивание песчаников, алевролитов и глин тангаловской и сортымской свит общей мощностью порядка 1 000 м. Подстилающим водоупором (50 м и более) являются аргил-литоподобные глины подачимовской толщи, битуминозные аргиллиты баженов-ской и глины георгиевской свит.
Пористость и проницаемость пластов несколько ниже, чем в апт-альб-сеноманском комплексе (Кп =19-31%, Кпр = 0,2-1078,49 мД).
Гидродинамические исследования комплекса в пределах Ямсовейского месторождения ограничиваются данными по Южно-Ямсовейской (Ярейской) площади: дебит пластовой воды составил 2,5 м3/сут при среднединамическом уровне 1 543 м после перфорации интервала 2 865,0-2 867,5 м; температура вод не превышает +86 0С.
Воды неокомского комплекса принадлежат к хлоридным натриевым. Относительно вышележащего апт-альб-сеноманского комплекса на Ямсовейской, а также на соседних Пангодинской и Северо-Комсомольской площадях прослеживается гидрохимическая инверсия: наблюдается смена хлоридно-кальциевого типа вод на гидрокарбонатно-натриевый. Явление инверсии в разрезе рассматриваемого месторождения объясняется возрастанием в составе отложений глинистых прослоев и произошедших в них элизионных процессов. Многие исследователи (Ю. В. Мухин, 1965; М. С. Бурштар, И. В. Машков, 1963 и др.), занимавшиеся изучением процессов элизии, рассматривают опреснение вод и увеличение их химической активности как следствие отжатия вод из глинистых осадков. Помимо этого, существует мнение об увеличении количества гидрокарбонат-ионов в водах как результат отжатия из глинистых осадков. К примеру, Ф. Н. Зосимов считает источником ИСОз углекислый газ, высвобождающийся при дегидратации монтмориллонита, в результате глубинной миграции, при декарбоксилизации жирных и нафтеновых кислот других процессов преобразования растворенного органического вещества пород на разных стадиях катагенеза [9].
Состав вод неокомского комплекса на Ямсовейском месторождении отражен в таблице 1. Интересно, что в региональном плане наблюдаются близкие пределы изменения минерализации обоих типов вод. Так, для хлоридно-кальциевого типа ее значения изменяются от 10,1 до 17,1 г/дм3, для гидрокарбонатно-натриевого — от 7,9 до 17,4 г/дм3 [4].
По региональным данным водорастворенный газ имеет метановый состав, район Ямсовейского месторождения расположен в зоне неупорядоченного изменения газонасыщенности подземных вод в пределах 1 200-3 500 г/дм3 [10].
Юрский гидрогеологический комплекс охватывает песчано-алеврито-глинистые осадки васюганской, тюменской, котухтинской, ягельной и береговой свит.
Водообильность юрских отложений незначительная, что обусловлено их низкими коллекторскими свойствами. При опробовании верхнеюрского водоносного горизонта (Ю1) в скважинах Ямсовейского месторождения получены дебиты от 2,5 до 4,6 м3/сут при среднединамических уровнях от 650 до 1 509 м. Замеренный статический уровень в скв. 83Р Ямсовейской (интервал 3 070-3 078 м) составил 18 м.
Подземные воды хлоридные натриевые, по В. А. Сулину — гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация колеблется в пределах 15,5-17,3 г/дм3, общая жесткость 7,2-11,5 мг-экв/дм3, по водородному показателю воды нейтральные (pH = 7,0), коэффициент метаморфизации вод rNa/rCl составляет 1,07-1,12, плотность вод — 1,012 г/см3. Состав водорастворенного газа метановый (98,62 %). Пластовая температура составляет от +88 до +91 0С.
Требования к составу и качеству закачиваемых флюидов и их характеристика
Утилизируемые флюиды перед закачкой в поглощающий пласт-коллектор должны пройти соответствующую подготовку для предотвращения загрязнения
призабойной зоны, кольматации приемной части ствола скважины, отложения солей в пласте, развития микроорганизмов и, как следствие, процессов образования сероводорода, коррозии оборудования и других осложнений.
Основные требования к составу и качеству закачиваемых флюидов нормируются ОСТ 39-225-881 и СТО Газпром 2-1.19-049-20062.
В таблице 2 приведены нормируемые показатели согласно упомянутым выше документам, а также данные контрольных отборов проб по определенным лимитируемым показателям смешанных стоков на Ямсовейском месторождении.
Таблица 2
Нормируемые показатели в закачиваемых флюидах
Показатель качества Предел значений
ОСТ 39-225-88 СТО Газпром 2-1.19-049-2006 Ямсовейское месторождение
Значение рН 4,5-8,5 7-8 6,7-12,8
Содержание растворенного кислорода, мг/дм3 Не более 0,5 Не более 0,5 0-0,29
Присутствие сероводорода, мг/дм3 Не допускается Не более 15 0-2,45
Содержание ионов железа, мг/дм3 Ионы Ее3+ должны отсутствовать при закачке в воды, содержащие сероводород Содержание ионов Ее2+ не более 3 Ееобщ 0,37-7,91
Содержание Нефтепродуктов, мг/дм3 Не более 50 Не более 150 1,1-61,7
Содержание механических примесей, мг/дм3 Не более 50 Не более 300 57,0-126,0
Содержание метанола, г/дм3 Не нормируется Не более 40 г/дм3 (40 000 мг/дм3) -
Содержание ТЭГ (ДЭГ), г/дм3 Не нормируется Не более 1 г/дм3 (1 000 мг/дм3) -
Набухаемость глинистых минералов поглощающего пласта Отсутствие
Совместимость закачиваемых вод Совместимы
Коррозионная активность, мм/год Не более 0,1 Не более 0,2 мм/год Агрессивные
Снижение приемистости Не более 20 % Снижение на 30-50 % за 6 месяцев Не наблюдается
1 ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. -Введ. 1990-07-01. - 10 с.
2 СТО Газпром 2-1.19-049-2006 «Подготовка сточных вод к закачке в поглощающий
горизонт и экологический мониторинг при подземном захоронении сточных вод на нефтегазовых месторождениях ОАО «Газпром» севера Западной Сибири. - М.: ОАО «Газпром», 2006. - 53 с.
В состав стоков Ямсовейского месторождения, подлежащих закачке, входят хозяйственно-бытовые и промышленные стоки, представляющие собой смесь вод различного происхождения, которые и определяют качество закачиваемого флюида. Химический состав рассматриваемых флюидов сведен в таблицу 3.
Хозяйственно-бытовые стоки — это использованные пресные воды хозяйственно-питьевого назначения, из санитарно-гигиенических помещений, умывальных, душевых, бань, ванных, моек и оборудования камбузов и других помещений пищеблока. Физико-химические показатели хозяйственно-бытовых стоков близки с пресными водами питьевого назначения.
Минерализация хозяйственно-бытовых стоков составляет 0,11-0,19 г/дм3, общая жесткость — 0,5-0,9 мг/дм3, по химическому составу воды в основном гидро-карбонатно-хлоридные натриевые, сульфат- и карбонат-ионы отсутствуют.
Из лимитируемых компонентов в контрольных пробах воды содержание кислорода — 0,0-0,3 мг/дм3, что не превышает установленных СТО Газпром 2-1.19-049-20063 пределов (0,5 мг/дм3), сероводорода — 0,0-1,5 мг/дм3, железа — 0,25-0,82 мг/дм3. Содержание механических примесей и эмульгированной нефти после очистки не превышает установленные нормы (см. табл. 3).
Таблица 3
Химический состав закачиваемых флюидов Ямсовейского месторождения
Единица измерения Показатель Хозяйственно-бытовые стоки Промышленные и смешанные стоки
рн 4,4-6,5 6,1-12,8
г/дм3 Минерализация 0,11-0,19 0,06-0,33
мг-экв/дм3 Ыа++К+ 0,6-1,3 0,02-2,1
Са2+ 0,4-0,5 0,2-0,8
Мё2+ 0,0-0,4 0,1-1,7
ЫН4+ 0,1-0,6 0,04-0,9
БО/- 0 0,2-0,8
С1- 0,6-1,1 0,3-2,8
НСО3" 0,4-1,4 0,1-2,2
СО32" 0 0,2-3,8
мг/дм3 I 0 0,0-1,0
Бг 0 0,0-0,7
Ее 0,25-0,82 0,31-8,56
ТВВ 26-53 10-126
О2 0,0-0,3 0,0-7,0
НП 0,06-0,10 0,03-61,7
Н2Б 0,0-1,50 0,0-2,45
гЫа/гС1 0,55-1,67 0,02-4,47
Промышленные стоки образуются в процессе разработки месторождения. Они могут содержать рефлюксную жидкость, пластовые (попутно-добываемые) воды, в том числе и технического назначения. Воды, формирующие стоки, имеют пере-
3 Там же. - С. 7.
менный состав, помимо перечисленных выше вод они будут содержать реагенты (метанол, ТЭГ и др.), некоторое количество углеводородов (в том числе конденсат) и другие вещества. Таким образом, состав стоков будет в первую очередь зависеть от состава и свойств флюидов, входящих в них.
Пластовые (попутно-добываемые) воды формируются в процессе добычи углеводородного сырья. Химический состав попутно-добываемых вод продуктивных отложений покурской свиты изучался по комплексу аналитических данных, полученных в процессе опробования поисково-разведочных скважин.
Состав подземных вод пластов ПК1-2 Ямсовейского месторождения хлоридно-натриевый, хлоридно-кальциевого типа (по В. А. Сулину) с коэффициентом мета-морфизации 0,93-0,94. Минерализация вод составляет в основном 18,4-18,8 г/дм3, реже ниже; воды нейтральные; в основном бессульфатные; жесткость изменяется в пределах 24,1-25,2 мг-экв/дм3. Содержание кальция преобладает над содержанием магния. Гидрокарбонаты содержатся на уровне 3,2-4,2 мг-экв/дм3. Из микроэлементов присутствуют йод (12,7-14,9 мг/дм3), бром (44,6-52,1 мг/дм3), бор (11,5-39,4 мг/дм3).
Рефлюксная жидкость образуется в процессе регенерации триэтиленгликоля (ТЭГ), который используется для осушки добытого газа. В состав такой жидкости могут входить пластовая вода, продукты разложения ТЭГ, некоторое количество минеральных солей и других примесей.
По химическому составу воды переменного катионно-анионного состава, в водах отмечается присутствие сульфатов (0,4-0,8 мг-экв/дм3) и карбонатов (не более 0,2 мг-экв/дм3). Воды пресные с минерализацией 0,11-0,24 мг/дм3, общая жесткость изменяется от 0,8 до 2,5 мг/дм3. Из микрокомпонентов обнаружены йод (0,5-1,0 мг/дм3) и бром (0,7 мг/дм3).
Образующиеся на территории рассматриваемого месторождения стоки перед закачкой в поглощающие пласты-коллекторы обязательно подвергаются предварительной очистке на очистных сооружениях.
Хозяйственно-бытовые стоки со всех площадок промысла (УКПГ, ДКС, Про-мзона) собираются на кустовой насосной станции бытовых стоков, откуда насосами перекачиваются на очистные сооружения (КОС-50, КОС-140), где подвергаются биологической очистке под воздействием активного ила и биопленки. Очищенные флюиды перекачиваются в резервуар, расположенный на УКПГ, из которого поступают в установку закачки промстоков (УЗПП).
Очистка промышленных стоков с УКПГ от взвешенных частиц и углеводородного конденсата осуществляется с помощью гидроциклонов и с применением магнитной обработки, после чего происходит разделение на жидкую и твердую фазы. Жидкая и твердая фазы под действием давления газа разделяются на стоки, углеводородный конденсат и шлам. Отделенные стоки поступают на доочистку в осветительные фильтры (ФОВ), после них собираются в емкость очищенных стоков, из которой, смешиваясь с очищенными хозяйственно-бытовыми стоками, закачиваются в поглощающие скважины.
Коррозионные свойства вод проявляются по отношению к металлу. Коррозионная активность вод может быть вызвана рядом факторов: присутствием в них растворенных кислых газов (углекислота, кислород, сероводород), высокой минерализацией, наличием механических примесей, повышенной температурой. Повышению коррозионной активности размещаемого флюида также способствует наличие в нем сероводорода и кислорода. Так, в случае совместного пребывания сероводорода с ионами трехвалентного железа возможно образование нерастворимого осадка (сернистого железа). Для предотвращения этого рекомендуется предусмотреть мероприятия по удалению из воды сероводорода посредством деаэрирования, связывания химическими реагентами, ингибирования и др.
Также закачка стоков может вызвать увеличение набухаемости глинистых минералов поглощающего пласта-коллектора. Закачиваемый флюид не вызовет набухание и, соответственно, не уменьшит проницаемость пласта, если содержание катионов Са2+ и в закачиваемых водах не меньше их содержания в водах поглощающего пласта. Для апт-альб-сеноманских вод в районе Ямсовейского месторождения на долю Са2+ и М§2+ приходится в среднем 0,08 %, а в закачиваемых стоках их количество составляет в среднем 0,42 %, что позволяет сделать вывод, что закачиваемые воды не вызовут набухания глинистых минералов.
По результатам проведенных исследований в закачиваемых стоках содержание метанола и триэтиленгликоля не превышает установленные нормы. По содержанию механических примесей закачиваемые стоки не соответствуют требованиям ОСТ 39-225-884. В данной ситуации рекомендуются установка фильтра на выходе водовода к устью поглощающей скважины либо проведение периодических профилактических мероприятий по удалению механических примесей и продуктов коррозии из системы водоводов ведущих к устью поглощающих скважин.
Обсуждение
Химическая совместимость закачиваемых флюидов с водами апт-альб-сеноманского комплекса оценивается по результатам моделирования физико-химических процессов в смешиваемых водах в соответствии с ОСТ 39-225-885, выполненного с использованием программы «Расчет химической совместимости вод» [11]. Смешиваемые воды (в пластовых условиях поглощающего горизонта) считаются совместимыми, если количество осадка, образовавшегося при их смешении, не превышает установленных стандартами значений (не более 50 мг/дм3).
Для расчета химической совместимости пластовых вод покурской свиты (поглощающий горизонт) и закачиваемых очищенных стоков выбраны анализы проб пластовой воды, отобранной с устья разведочной скважины 20Р и поглощающей скважины 1П Ямсовейского месторождения (табл. 4).
Таблица 4
Результат определения возможности карбонатного осадкообразования при смешении очищенных стоков и пластовых вод поглощающего горизонта Ямсовейского месторождения (пластовое давление 100 атм, температура +300С)
Доля воды в смеси, % Содержание осадкообразующих компонентов, г/дм3 Степень насыщения Осадок, г/дм3 Минерализация, г/дм3 Давление насыщения атм
Пластовая Закачиваемая Са Mg Карбонатная щелочь
100 0 0,321 0,112 0,244 0,999 - 18,78 0,05
80 20 0,260 0,091 0,222 0,966 - 15,06 0,04
60 40 0,198 0,069 0,200 0,934 - 11,35 0,03
50 50 0,168 0,058 0,189 0,919 - 9,49 0,03
30 70 0,106 0,037 0,167 0,891 - 5,77 0,02
10 90 0,045 0,016 0,145 0,251 - 2,06 0,01
0 100 0,014 0,005 0,134 0,141 - 0,20 0,01
4 ОСТ 39-225-88. - С. 5.
5 Там же.
В основу расчетов положены условия, что в закачиваемом флюиде присутствует остаточная углекислота, достаточная для удерживания карбонатов в растворенном состоянии, а смешение вод происходит в термобарических условиях поглощающего горизонта. Проведенные результаты моделирования позволяют сделать вывод, что смешиваемые воды совместимы, осадка кальцита не прогнозируется. Таким образом, закачиваемые стоки в условиях поглощающего пласта-коллектора стабильны и не образуют осадка.
Выводы
Исходя из эколого-гидрогеологических условий, наиболее благоприятным для захоронения сточных вод на нефтепромыслах севера Западной Сибири является апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс как наиболее экологически и геологически защищенный.
Одновременно решаются две природоохранные задачи: обезвреживание стоков и частичное восполнение снижающегося пластового давления при добыче газоконденсата из сеноманской залежи.
Физико-химические свойства пластовых и закачиваемых вод, гидрогеологические условия поглощающего горизонта на Ямсовейском месторождении определяют стабильность реакции при размещении в нем очищенных стоков. При соблюдении мероприятий по водоподготовке закачиваемых флюидов снижения производительности поглощающих скважин не прогнозируется.
Для предотвращения негативного воздействия подземного захоронения промышленных сточных вод на геологическую и окружающую среду на полигоне закачки рекомендовано ведение гидрогеоэкологического мониторинга.
Библиографический список
1. Бешенцев В. А., Семенова Т. В. Подземные воды севера Западной Сибири (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. -224 с.
2. Семенова Т. В. Проблемы совместимости пластовых и закачиваемых вод на нефтепромыслах Западной Сибири // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017.
- № 4. - С. 34-37. Б01; 10.31660/0445-0108-2017-4-34-37
3. Ямсовейское нефтегазоконденсатное месторождение // Горные ведомости. - 2007.
- № 1 - С. 60-65.
4. Саитов В. А., Сальникова Ю. И. Отчет по анализу эксплуатации полигона захоронения стоков по данным мониторинга на Ямсовейском НГКМ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.
5. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.
6. Бешенцев В. А., Семенова Т. В., Трофимова Н. С. Гидрохимия пресных подземных вод северной части ЗСМБ (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона). -Тюмень: ТИУ, 2017. - 234 с.
7. Абдрашитова Р. Н. Влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле Красноленинского свода // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2011. - № 4. - С. 15-19.
8. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. Влияние глубинных газопаровых флюидов на формирование состава пластовых вод нефтегазовых месторождений // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2010. - № 3. - С. 57-62.
9. Зосимов Ф. Н. Диффузионный слой и минерализация пластовых вод. - Тюмень: СофтДизайн, 1995. - 192 с.
10. Кругликов Н. М., Нелюбин В. В., Яковлев О. Н. Гидрогеология ЗападноСибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. - Л.: Недра, 1985. - 279 с.
11. Свидетельство о государственной регистрации программы «Расчет химической совместимости вод» в Реестре программ для ЭВМ Федеральной службы по интеллектуальной собственности № 2013616498 от 10 июля 2013 / Таранов Ю. А., Плавник А. Г., Тарано-ва Л. В., Резанова Т. П.
Сведения об авторах
Сальникова Юлия Ивановна, заведующий сектором Западно-Сибирского института проблем геологии нефти и газа Тюменского индустриального университета,
г. Тюмень, e-mail: salnikova. julja @rambler.ru
Бешенцев Владимир Анатольевич,
д. г.-м. н., профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: makarova-olga-1958@mail. ru
Абдрашитова Римма Наильевна, к. г.-м. н., доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: ritte@list.ru
Information about the authors
Yulia I. Salnikova, Head of Sector of the West Siberian Institute of Oil and Gas Geology of Industrial University of Tyumen, e-mail: salnikova.julja@rambler. ru
Vladimir A Beshentsev, Doctor of Geology and Mineralogy, Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen, e-mail: makarova-olga-1958@mail. ru
Rimma N. Abdrashitova, Candidate of Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen, e-mail: ritte@list.ru
