Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.20.№1.2018
Стр.
Скачать статью

Интегрированный подход при обращении и обратной закачке попутно добываемой воды

С. Нешич, В.В. Стрелецкая

Обзорная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2018.1.25-31

25-31
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений вместе с углеводородами на поверхность поступает также пластовая вода, объем добычи которой может меняться с течением времени. В начале разработки объем попутно добываемой воды небольшой, однако при водонапорном режиме залежи объем добычи воды увеличивается; кроме того, добыча воды неуклонно растет и по мере истощения пласта. Как правило, на заключительных этапах разработки вместе с нефтью добывается огромной объем воды, который на сильно обводненных месторождений может составлять 90% всей добываемой продукции. При этом, если проводились различные геолого-технические мероприятия, включая заводнение, свойства и объем попутно добываемой воды могут значительно варьироваться. Подготовка и утилизация попутно добываемой воды требуют больших затрат, независимо от цены на нефть. Эти процессы включают очистку и подготовку больших объемов воды с последующей закачкой в глубокие поглощающие пласты или водоносные горизонты (аквиферы). В данной статье рассматривается интегрированный подход к организации подготовки и повторной закачки попутно добываемой воды, который предусматривает постоянный контроль за изменениями свойств и объемов добываемой воды в течение всего периода эксплуатации месторождения. Уделено особое внимание оптимизации процессов подготовки и утилизации воды, рассмотрены критерии отбора, учитывающие свойства поглощающего горизонта и систему подготовки. Представлено дерево принятия решений, исходя из свойств поглощающего горизонта.

попутно-добываемая вода, водопользование, обращение с водой, обратная закачка попутно-добываемой воды

  • Abou-Sayed, A. (2005). Produced water management strategy – saving the assetfrom drowning in produced water. Business Briefing: Exploration &Production: The oil & Gas Review.
  • American Petroleum Institute. Division of Refining (1990). Design and Operation of Oil-Water Separators. Washington, D.C., API Publication 421.
  • Arnold R., Burnett D.B. et al. (2004). Managing Water – From Waste to Resource. Oilfield Review, 16(2), pp. 26-41.
  • Bennett, G. (1988). Remedial action technology for waste disposal sites. Journal of Hazardous Materials, 18(1), pp. 108-109. DOI:10.1016/0304-3894(88)85065-9.
  • Bretz, R.E., Martin F.D., Russell, C. (1994). Produced Water: Technological/Environmental Issues and Solutions. Journal of Environment Quality, 23(2), p. 391.
  • Collins, G. (1975). Geochemistry of oilfield waters. Oklahoma, Bartlesville Energy Research Center Bureau of Mines, United States Department of the Interior Bartlesville.
  • Daniel, A.J., Bruce, P.E., Langhus, G., Patel, C. (2005). Technical summary of oil and gas produced water treatment technologies. All Consulting. LLC, Tulsa, OK.
  • Ekins, P., Vanner, R., Firebrace, J. (2007). Zero emissions of oil in water from offshore oil and gas installations: economic and environmental implications. Journal of Cleaner Production, 15(13-14), pp. 1302-315.
  • Evans, P., Robinson, K. (1999). Produced Water Management – Reservoir and Facilities Engineering Aspects. Middle East Oil Show and Conference.
  • Fakhru’L-Razi, A., Alireza, P., Luqman, C.A. et al. (2009). Review of technologies for oil and gas produced water treatment. Journal of Hazardous Materials, 170(2), pp. 530-551.
  • Faksness, L.G., Per Gerhard, G., Daling, P.S. (2004). Partitioning of semi-soluble organic compounds between the water phase and oil droplets in produced water. Marine Pollution Bulletin, 48(7-8), pp. 731-742.
  • Hagström, E.L., Lyles, C., Pattanayek, M. et al. (2016). Produced Water – Emerging Challenges, Risks and Opportunities. Environmental Claims Journal, 28(2), pp. 122-39.
  • Hansen B.R., Davies, S.H. (1994). Review of potential technologies for the removal of dissolved components from produced water. Chemical Engineering Research & Design, 72(2), pp. 176-188.
  • Horacek, G.L. (1992). Field Experience with an SRB Rapid Detection Test Kit. SPE Drilling Engineering, 7(04), pp 275-78. DOI:10.2118/21008-pa.
  • Igunnu, E.T., Chen, G.Z. (2014). Produced water treatment technologies. International Journal of Low-Carbon Technologies, 9(3), pp. 157-177.
  • Jacobs, R. P. W. M., Grant, R. O. H., Kwant, J. et al. (1992). The Composition of Produced Water from Shell Operated Oil and Gas Production in the North Sea. Produced Water, pp. 13-21.DOI:10.1007/978-1-4615-2902-6_2.
  • Kenneth, E. A., Stewart, M. (2008). Surface Production Operations Design of Oil Handling Systems and Facilities. Boston: Elsevier.
  • Kenneth, E.A. (2007). Petroleum Engineering Handbook. Volume III: Facilities and Construction engineering. USA, Society of Petroleum Engineers.
  • Khatib, Z., Verbeek, P. (2003). Water to Value – Produced Water Management for Sustainable Field Development of Mature and Green Fields.Journal of Petroleum Technology, 55(01), pp. 26-28.
  • Powers, M.L. (1990). Analysis of Gravity Separation in Freewater Knockouts. SPE Production Engineering, 5(01), pp. 52-58. DOI:10.2118/18205-pa.
  • Rosnes, J.T., Graue, A., Torleiv, L. (1991). Activity of Sulfate-Reducing Bacteria Under Simulated Reservoir Conditions. SPE Production Engineering, 6(02), pp. 217-20. DOI:10.2118/19429-pa.
  • Stephenson M.T. (1992). A Survey of Produced Water Studies. In: Ray J.P., Engelhardt F.R. (eds) Produced Water. Environmental Science Research, vol 46. Springer, Boston, MA. https://doi.org/10.1007/978-1-4615-2902-6_1
  • Sunde, E., Thorstenson, T., & Torsvik, T. (1990). Growth of Bacteria on Water Injection Additives. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/20690-MS
  • Szép, A., Kohlheb, R. (2010). Water treatment technology for produced water. Water Science & Technology, 62(10), pp. 2372-2380. DOI:10.2166/wst.2010.524.
  • Utvik, T.I.R. (1999). Chemical characterization of produced water from four offshore oil production platforms in the North Sea. Chemosphere, 39(15), pp. 2593-2606. DOI:10.1016/s0045-6535(99)00171-x.
  • Veil, J.A., Puder, M.G., Elcock, D., et al. (2004). A white paper describing produced water from production of crude oil, natural gas, and coal bed methane.
  • Veil, J.A., Clark, C. (2011). Produced Water Volume Estimates and Management Practices. SPE Production & Operations, 26(03), pp. 234-239.
  • Wang, L.Y., Duan, R.Y., Liu, J.F. et al. (2012). Molecular analysis of the microbial community structures in water-flooding petroleum reservoirs with different temperatures. Biogeosciences, 9(11), pp. 4645-4659. DOI:10.5194/bg-9-4645-2012.
  • Yi, H., Jiang, Z.W. (2008). Technology review: Treating oilfield wastewater. Filtration & Separation, 45(5), pp. 14-16. DOI:10.1016/s0015-1882(08)70174-5.

Славко Нешич
Университет Белграда
Сербия, 11000, Белград, Студентски трг 1

Влада Владимировна Стрелецкая
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина
Россия, 119991, Москва, Ленинский пр., 65, корп.1

Для цитирования:

Нешич С., Стрелецкая В.В. (2018) Интегрированный подход при обращении и обратной закачке попутно-добываемой воды. Георесурсы, 20(1), с. 25-31. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.1.25-31

For citation:

Nesic S., Streletskaya V.V. (2018). An integrated approach for produced water treatment and injection. Georesursy = Georesources, 20(1), pp. 25-31. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.1.25-31

© 2024 Коллектив авторов