Cтраница 2
Из анализа всего массива данных по составам вод нефтегазодобывающих месторождений видно, что пластовые воды, сопутствующие многим нефтям являют собой огромные богатства, не использовать которые просто кощунственно. [16]
И течение 1954 - 1956 гг. в курортном районе Хосты также были пробурены 2 глубокие скважины ( глубиной до 2 5 тыс. м) и получена минеральная сероводородная вода с температурой на пзливе 46, с концентрацией сероводорода 430 мг / л и дебитом свыше 2 млн. л / с. В данное время закончены работы и произведен подсчет запасом сульфидных вод Сочинского месторождения. [17]
Многочисленные исследования показали, что громадное большинство вод нефтяных месторождений относится к I и III классам. Так, в СССР буровые воды всех месторождений Урало-Поволжья относятся к III классу; среди вод Закавказских и Северокавказских месторождений распространены преимущественно воды I класса, но имеются и воды III клас-са. [18]
Многочисленные исследования показали, что громадное большинство вод нефтяных месторождений относится к I и III классам. Так, в СССР буровые воды всех месторождений Урало-Поволшья относятся к III классу; среди вод Закавказских и Северокавказских месторождений распространены преимущественно воды I класса, но имеются и воды III клас-са. [19]
Бензол обнаруживается лишь в водах, испытывающих влияние залежей УВ. Содержание бензола в приконтурных водах определяется концентрацией ею в неф-тях. Максимальное количество установлено в водах месторождений легких нефтей и газоконденсата. В случае тяжелых нефтей и нефтей, бедных легкими ароматическими УВ, бензол в водах может не обнаруживаться. [20]
При наличии в составе газа углекислого газа существенное значение имеют состав и количество поступающей в скважину пластовой воды. Количество поступающей в скважину воды в зависимости от концентрации С02 в газе предопределяет кислотность среды. При значительном объеме воды в продукции скважины и заданной концентрации С02 показатель рН увеличивается, что заметно снижает интенсивность процесса коррозии. Однако следует отметить, что при наличии углеводородного конденсата и СО 2 с высоким парциальным давлением присутствие пластовой воды в продукции скважины может усилить процесс коррозии. Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава пластовой воды. Наличие в воде большого количества гидрокарбонатов заметно подщелачивает среду, снижая этим количество С02, а следовательно, замедляя процесс коррозии. Из анализа данных месторождений Краснодарского края следует, что при определенной концентрации С02 в газе поступление пластовой воды щелочного характера снижает интенсивность углекислотной коррозии. Жесткие воды меньше влияют на углекислотную коррозию, чем щелочные. Кроме того, в пластовой воде, выносимой потоком газа, содержатся некоторые органические кислоты. К органическим кислотам, содержащимся в водах краснодарских месторождений, относятся: муравьиная, масляная, пропионовая и уксусная. [21]