Подземные воды 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]

По данным Обуховой [189], существенное влияние на углекислотную коррозию подземного оборудования газоконденсатных месторождений оказывают низкомолекулярные карбоновые кислоты — муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная, концентрация которых в конденсационных водах может достигать 500 мг/л (от 50 до 90% составляет уксусная кислота). Высокие температуры (80—90 °С) и низкие значения pH (3—5) способствуют развитию сильной коррозии. Уже небольшого количества уксусной кислоты (15—20 мг/л) достаточно, чтобы углекислотная коррозия увеличилась в 1,5—2 раза. [c.292]

Подземная гидромеханика - наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рассматривается не движение жидкостей и газов вообще, а особый вид их движения-фильтращ1я, которая имеет свои специфические особенности. Она служит теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем методами теории фильтрации решаются важнейшие задачи гидрогеологии, инженерной геологии, гидротехники, химической технологии и т.д. Расчет притоков жидкости к искусственным водозаборам и дренажным сооружениям, изучение режимов естественных источников и подземных потоков, расчет фильтрации воды в связи с сооружением и эксплуатацией плотин, понижением уровня грунтовых вод, проблемы подземной газификации угля, задачи о движении реагентов через пористые среды и специальные фильтры, фильтрация жидкостей и газов через стенки пористых сосудов и труб-вот далеко не полный перечень областей широкого использования методов теории фильтрации. [c.3]

ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.114]

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]

Наиболее чувствительны к внешним воздействиям зоны разломов и геологические формации, содержащие большие количества способных к миграции флюидов (вода, нефть, газ). Особенно сильное влияние на геодинамические и гидрологические процессы оказывают подземные ядерные взрывы. В 1980-1984 гг. на Астраханском газоконденсатном месторождении было произведено 15 таких взрывов. Вскоре (с 1986 г.) началась внезапная деформация и уменьшение объема образовавшихся полостей. В результате этих взрывов и, вероятно, предшествовавшего им создания крупных водохранилищ на Волге неоднократно происходило резкое нарушение водного режима недр Прикаспийской низменности. Следствием многолетнего воздействия на недра региона стало увеличение водных масс Каспийского моря, носившее взрывной характер. [c.40]

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]

В работе рассмотрены характер, степень и условия формирования зафязнения подземных вод территории Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОГКМ), а также влияние загрязненных подземных вод на качество поверхностных. Охарактеризованы источники зафязнения природных вод территории ОГКМ, установлены значимые компоненты-загрязнители, являющиеся индикаторами зафязнения. Оценены природные гидрогеологические условия в качестве фона развития зафязнений. [c.2]

Источниками такого воздействия в районах газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе Оренбургского, являются объекты добычи, переработки газа и газового конденсата, полигоны подземного захоронения не поддающихся очистке сточных вод, места размещения твердых отходов, системы коммуникаций, хозяйственно-бытовые объекты. К наиболее опасному виду техногенного воздействия относится зафязнение, масштабы которого определяются комплексом природных условий, составом промышленных сточных вод, уровнем технологических решений их очистки. [c.3]

На территории Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОГКМ) зафязнению подвержены подземные воды первого от поверхности водоносного комплекса и поверхностные воды. [c.3]

ОЦЕНКА ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ РАСПРОСТРАНЕНИЯ КОМПОНЕНТОВ-ЗАГРЯЗНИТЕЛЕЙ В ВОДНЫХ СРЕДАХ ТЕРРИТОРИИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИЩЕННОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ [c.1]

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]

Так как большое количество минерализованной пластовой воды на Оренбургском газоконденсатном месторождении выносилось с газом, концентрация метанола в воде резко снизилась и поэтому метанол подвергался регенерации. Для полного извлечения метанола из раствора в дальнейшем в ВолгоУралНИПИгазе и ВНИПИгазе был разработан и испытан на Оренбургском ГКМ двухступенчатый процесс технологии регенерации водных растворов метанола. Внедрение технологии регенерации метанола на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также на подземных хранилищах газа (ПХГ) способствовало повышению эффективности добычи и транспорта газа в северных районах и возвращению в систему, что дало большой экономический эффект. [c.51]

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

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]

Второй этап распадается на три подэтапа. На первом подэтапе происходит эмиграция седиментационных вод (на стадии диагенеза в интервале глубин до 600—800 м осадок теряет до 75% воды) и генерация биогенных газов — формируются месторождения биогенных природных газов. Второй подэтап характеризуется рождением литогенных, органогенных, возрожденных вод и вод отжатия, генерацией жирных газов и нефтей, формированием преимущественно нефтяных и газоконденсатных месторождений. Второй подэтап приурочен к глубинам 1—6 км и температурному интервалу 85—125° С. В этих условиях набухающие глинистые минералы превращаются в ненабухающие, что сопровождается высвобождением воды в объеме 14—15% от общего объема породы. Все это приводит к изменению химического состава глубинных подземных вод и к инверсии в гидрохимическом разрезе подземной гидросферы. На третьем подэтапе формируются преимущественно литогенные и возрожденные воды, но объем вновь образовавшихся вод незначителен. Из УВ генерируется преимущественно метан и формируются метановые месторождения нижней газовой зоны. [c.44]

Во ВНИИЯГГе был детально изучен и. с. у. метана водорастворенных газов. Значения 6 С метана водорастворенных газов нижнепермско-каменноугольного комплекса изменяются от —3,7 до —4,08%, т. е. эти газы по и. с. у. метана значительно тяжелее газов основной газоконденсатной залежи. По мнению Л. М. Зорькина и Т. А. Крыловой (1983 г.), такой характер и. с. у. метана указывает на важную роль в формировании Оренбургского месторождения процессов дегазации подземных вод. [c.173]

В работе теоретически обоснована и количественно оценена геохимическая защищенность подземных вод территории Астраханского газоконденсатного месторождения от загрязнения токсичными компонентами АГК в целях выявления их влияния на качество поверхностных вод. Показано, что значительная роль в геохимической защищенности принадлежит процессам осаждения и сорбции в зоне аэрации и процессам смешения загрязненных атмосферных осадков и стоков с подземными водами. Для условий территории АГКМ, где практически отсутствует геофильтрацион-ная защищенность вод от загрязнения, особенно велико значение геохимической защищенности. [c.2]

Питьева К.Е. Оценка геохимических процессов распространения компонентов-загрязнителей в водных средах территории Астраханского газоконденсатного месторождения и геохимической защищенности подземных вод от загрязнения. - М. ИРЦ Газпром, 1995. [c.68]

Отношение гМа/гС1 маломинерализованных конденсационных вод в 50% случаев больше 1, однако среди них встречаются воды со значениями гМа/гС1 такими же, как в пластовых рассолах, а иногда и ниже. Последнее обстоятельство резко отличает маломинерализованные воды глубоких горизонтов газовых и газоконденсатных месторождений от вод поверхностных водоемов и неглубоких скважин в последних отношение rNa/r значительно больше 1, количество 50 составляет 10—35%, а отношение 504-100/С1 превышает 100, микрокомпоненты отсутствуют, как, например, в верхнеюрских отложениях Шебелинской, Спиваковской площадей, в верхнемеловых Червонодонецкой. Отношение С1/Вг в подземных конденсационных водах в основном (75% случаев) такое же, как в рассолах гидрогеохимического фона, или меньше, что также резко отличает эти воды от пресных и маломинерализованных [c.28]

Колодий В. В. Подземные конденсационные и солюциоиные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев, Наукова думка, 1975. [c.156]

В. Е. Ветштейн и др. [1] констатировали наличие на газоконденсатных месторождениях ДДВ подземных вод с минерализацией 80— 180 г/л и изотопным составом водорода и кислорода, не отличающимся от такового седиментогенных рассолов с минерализацией 250—350 г/л, свойственных гидрогеохимическому фону (б/) = 35 6 Ю = 3,5%). По нашим представлениям, это воды средней подзоны смешанных вод. Ориентировочные расчеты свидетельствуют, что оторочки пресных и маломинерализованных конденсационных вод осолоняются до начала разработки скважин главным образом вследствие концентрационной диффузии, что позволяет им сохраняться в течение миллионов лет [3, 4]. По-видимому, сравнительно небольшие оторочки маломинерализованных подземных конденсационных вод верхней подзоны могут находиться и в сводовых частях газонасыщенных пластов, не содержащих подошвенных рассолов, в газонасыщенных линзах и т. п. (в не полностью водоплавающих или лишенных гравитационно-подвижной пластовой воды залежах). [c.31]

Новые данные о подземных конденсационных водах газовых и газоконденсатных месторождений Днепровско-Донецкой впадины / Колодий В. В., Горелова Л. В. // Геология и геохимия горючих ископаемых, — 1989. — Вып. 72. — С. 25—32. [c.88]

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) по своему составу сьфья является уникальным и экологически небезопасным, так как газовый конденсат содержит до 24% высокотоксичного сероводорода и до 14% углекислого газа. Ввод в действие объектов АГКМ может вызвать те или иные изменения в состоянии природных объектов (атмосферный воздух, водотоки Волго - Акту бинской поймы, подземные воды, геологическая среда). Для обеспечения экологически безопасной эксплуатации комплекса и своевременного принятия решений по устранению его негативного влияния на окружающую среду разработана и действует в настоящее время широкая сеть наблюдений и исследований (рис. 1). [c.141]

Другой пример. Лет 20-25 тому назад в СССР увлекались так называемыми мирными взрывами в целйх увеличения нефтегазоотдачи пластов. Подземные взрывы предваряли глубинное сейсмическое зондирование и создание подземных емкостей для хранения нефти, газа или промышленных отходов. В результате продуктами радиоактивного распада загрязнены в некоторых районах не только недра, но и поверхностные сферы. Так, создание подземных емкостей по такой технологии на Астраханском газоконденсатном месторождении в итоге спровоцировало вынос радионуклидов пластовой водой и газовым конденсатом в виде аэрозолей, взвесей и механических примесей в зону свободного водообмена и на дневную поверхность. В районе ряда скважин доза гамма-излучения уже достигла до [c.171]

От степени совершенства решений ряда научных и практических задач, связанных с разработкой месторождений нефти и газа, непосредственно или косвенно зависит формирование экологической обстановки в районах газо- и нефтедобычи. Например, негерметичность газоконденсатных и нефтяных скважин может привести к загрязнению подземных водоносных горизонтов за счет их насыщения углеводородами и гетероорганическими соединениями, что делает проблематичным само существование жизни в этих средах. В отдельных районах Татарии и Башкирии по этой причине сегодня питьевую воду вьшуждены подавать из мест, достаточно удаленных от мест нефтедобычи. Кроме того, такие явления, как межколонные и заколонные давления, перетоки флюидов, грифоны, газо-нефтепроявления, образование вторичных (техногенных) залежей газа и др. представляют собой первичные потенциальные источники, негативно воздействующие на биосферу. Именно поэтому предотвращение таких воздействий или сведение к минимуму их негативных последствий является главной нравственно-научной целью в решении комплексной проблемы надежности эксплуатационных скважин.. [c.131]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология