Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Статьи Рисунки Таблицы О сайте English

Подземные воды нефтегазовых и газоконденсатных месторождений

    Подземные воды нефтегазовых и газоконденсатных месторождений [c.193]

    Максимальное обогащение органическим веществом происходит в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных месторождений — Сорг. общ. соответственно равно 370 и 826 мг/л. Несколько меньше его содержат законтурные воды нефтяных месторождений (110 мг/л) и еще меньше — воды газовых месторождений (35 мг/л). Но несмотря на резкую разницу в содержании Сорг. в разных водах нефтегазовых месторождений, природа органического вещества этих вод, очевидно, одинакова. Об этом свидетельствуют практически одинаковые соотношения трех групп органических веществ Сорг. 7—22% Сорг. лет. 20—32% и Сорг. кислот 58—67%. Таким образом, воды нефтегазовых месторождений существенно отличает от других вод преобладание в их составе органических кислот. В этой связи еще раз уместно вспомнить высказывание В. И. Вернадского, который писал, что специфический химический состав подземных вод нефтяных месторождений связан с наличием в них растворенных органических кислот и, в частности, жирных кислот. [c.145]


    Значительным источником загрязнения пресных подземных вод нефтегазовых и газоконденсатных месторождений являются поверхностные воды, так как часть промысловых сточных вод сбрасывается в поверхностные водоемы и водотоки. Кроме того, компоненты рассматриваемых стоков поступают в водоносные горизонты I подзоны в результате инфильтрации из их накопителей. Промысловые сточные воды представляют собой попутно извлекаемые пластовые воды II подзоны техногенного давления на подземную гидросферу. Их количество зависит от геолого-гидрогеологических условий месторождения, темпов и технологии извлечения углеводородов, периода его эксплуатации. В настоящее время в среднем на 1 т добываемых нефти и газа приходится до 3 м попутных вод. Их химический состав определяется глубиной залегания отрабатываемых продуктивных пластов, технологией нефтегазодобычи и изменяется от сульфатных кальциевых до хлоридных натриевых, кальциевых с минерализацией от 5 до 300 г/л. Основными загрязняющими компонентами промысловых сточных вод являются хлориды (реже сульфаты), натрий, кальций и углеводороды сырых нефтей. [c.196]

    Из изложенного выше следует, что приоритетными загрязняющими компонентами преет подземных вод I подзоны нефтегазовых и газоконденсатных месторождений являются нефтяные углеводороды, ПАВ, хлориды, натрий, кальций и сероводород. Рассмотренные материалы однозначно свидетельствуют о том, что следует различать два вида нефтяного загрязнения. К первому виду относится загрязнение, возникающее в результате просачивания сырой нефти. Загрязнение второго вида наблюдается при поступлении в водоносные горизонты минерализованных пластовых и сточных вод, содержащих нефтяные углеводороды и отдельные продукты нефтехимического синтеза. Первый вид загрязнения обычно характерен для грунтовых вод, второй вид - для грунтовых и пластовых вод I подзоны. [c.198]

    Закономерности накопления фенолов в водах нефтегазоносных областей впервые сформулировала Е. А. Барс [3] содержание фенолов зависит от состава нефтей и газоконденсатов (чем больше ароматических углеводородов, тем больше фенолов), от плотности нефтей и их смолистости (обратное соотношение), от газонасыщенности вод (прямая зависимость), от температурных условий (максимальное накопление в зонах высоких температур), отчасти от состава вод, т. е. их меньше при прочих равных условиях в хлоркальциевых рассолах . Автор подчеркивает, что ни тяжелая нефть, ни тем более газ не могут быть источниками поступления фенолов в пластовые воды. По данным работы [9], концентрация фенолов максимальна в приконтурных водах газоконденсатных месторождений. Однако высокие концентрации фенолов в пустых структурах или непродуктивных горизонтах некоторых нефтегазовых месторождений [6, 12], а также на многих месторождениях термальных вод, расположенных далеко за контуром нефтегазоносности, не соответствуют существующим представлениям об источнике поступления фенолов в подземные воды. [c.74]


    Ахундов А.Р. и др. Справочник по подземным водам нефтегазовых и газоконденсатных месторождений Азербайджана. 1Лаариф, 1980. [c.49]

    Как известно, на динамичность подземных вод влияют структурные особенности района. Например, на участках нефтегазовых месторождений по сравнению с остальными областями глубокого залегания вод скорость движения подземных вод значительно уменьшается (приконтурные воды часто существенно отличаются даже от законтурных вод более высокой величиной минерализации). То же самое относится к поднадвиговым частям структур, где движение вод часто замедленно по сравнению с надвиговыми их частями. В связи с этим в водах нефтяных месторождений (особенно контактирующих с нефтяными и газоконденсатными зале-жа.ми) содержание органических веществ является максимальным. [c.156]

    Приведены сведения по подземным водам нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений . Рассмотрены теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии, гч руеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности и разработки месторождений, возможности использования подземных вод в народ юм хозяйстве. Дана гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений нефти и газа (химический состав вод, растворенных газов, органических веществ, статические уровни, водообильность). [c.2]


Смотреть главы в:

Гидрогеохимия техногенеза  -> Подземные воды нефтегазовых и газоконденсатных месторождений




ПОИСК





Смотрите так же термины и статьи:

Подземные воды



© 2025 chem21.info Реклама на сайте