Защита окружающей среды при до­быче, транспорте и хранении нефти и газа, страница 46

6    Зак. 236                                                                                                                             81


эмульсий в призабойной зоне нагнетательных скважин и, как след­
ствие, снижение их приемистости. Кроме того, закачка пресной и
опресненной сточной вод в отдельных случаях вызывает заражение
залежи сульфатовосстанавливающими бактериями, которые могут
генерировать весьма агрессивный и токсичный компонент, содер­
жащийся в нефтях,—сероводород.                                                                                            ч

Эти выводы подтверждаются многочисленными исследования­ми пластовых нефтей и нефтяного газа терригенной толщи нижне-

Таблица  18

Показатели вытеснения арланской нефти из пористой среды различными водами

Вода

Плотность,

г/см3

Вязкость, мПа-с

Межфазное натяжение, эрг/см2

Коэффициент нефтеотдачи,

Подруслова» Пластовая

Сточная

м

1,002 1.090 1.150 1.183 1.090 1.150

1.047 1.248 1,801 1.920 1.250 1.796

22.5 22,4 22,8 23.0 8,2 6,5

75 80 80 85 83 87

го карбона отдельных разрабатываемых нефтяных месторождений Башкирии. Образование очагов генерации сероводорода связано главным образом с закачкой пресной и опресненной сточной вод, я смесь этих вод с нефтью — благоприятная среда для сульфато-восстанавливающих бактерий. В свою очередь, закачка пресных вод в нефтяную залежь способствует образованию твердых неорга­нических солей в эксплуатационных скважинах и нежелательных «отложений в нефтепроводах. Кроме того, исследованиями в облас­ти определения нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти различ­ными по своим физико-химическим свойствам водами в однород­ных и неоднородных коллекторах установлено, что при вытеснении нефти пресной водой коэффициент нефтеотдачи наименьший, чем при вытеснении водами других типов.

В табл. 18 показаны результаты исследований института БашНИПИнефть по вытеснению арланской нефти различными во­дами.

Из приведенных данных видно, что минерализация закачивае­мой воды существенно влияет на нефтеотдачу пластов. Наиболь­шая нефтеотдача достигается при использовании сточной воды, содержащей ПАВ. По своему химическому составу пластовые во­ды нефтяных месторождений представляют собой высокоминера-лизован'Ные рассолы с большим содержанием растворенных хло-ридных солей, карбонатов щелочных металлов и бикарбонатов Щелочей и щелочно-земельных металлов. Многие пластовые воды

£2


отличаются повышенным содержанием иода, брома и т. д. В от­дельных случаях минерализация вод достигает 360 кг/м3 при сред­нем значении 120 кг/м3.

В табл. 19 приведена характеристика пластовых вод для неко­торых восточных районов добычи нефти. Плотность пластовых вод:

Таблица  19f

Краткая характеристика сточных вод некоторых НГДУ Башкирии, Татарии и Куйбышевской области

Содержание

Объект

минеральных солей,

г/л

нефти, мг/л

Карабашская УКНП (Иркеннефть) ЭЛОУ-2 (Бавлынефть) Тихоновский НСП (Альметьевск-нефть) Якеевский НСП (Алькеевнефть) Чегодаевский НСП (Аксаковнефть) Ашитский НСП (Арланнефть) Опытно-промышленная установка (Туймазанефть) Мончаровский ЦСП (Чекмагуш-нефть) Отрадненский НСЗ (Первомай-нефть) Кулешовский НСЗ (Богатовск-нефть)

39—52 163—224 36—50

266—275 6—7 7—9 4—7

8—9 171—227 118

1257—28 426 28—2394 16—5278

13—212 117—347 120—1950 10—833

90—402 19—420 38—580

весьма различна и характеризуется показателями, приведенными^ ниже.

Плотность при 15 °С кг/м3      1000     1020     1040     1030     1080      1100     1120     1140  £1190

Количество растворен­
ных минеральных ве­
ществ, кг/мз...................    Нет  27,5  55,4    84     113    143    176    210    325