Aspekty hydrogeochemiczne związane z mieszaniem wód złożowych zatłaczanych do złoża węglowodorów

• Autorzy: Uliasz-Misiak B. , Chruszcz-Lipska K.

Identyfikatory

DOI

10.1515/gospo-2017-0017

Warianty tytułu

EN

Hydrogeochemical aspects associated with the mixing of formation waters injected into the hydrocarbon reservoir

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Wody złożowe wydobywane razem z ropą naftową i gazem ziemnym, ze względu na ich ilość oraz skład chemiczny, stanowią problem dla firm naftowych eksploatujących złoża węglowodorów. Przeciętnie na świecie wydobywa się 2 do 3 razy więcej wody niż ropy. Ilość wydobywanych wód wzrasta wraz z czasem eksploatacji złóż, w przypadku złóż na końcowym etapie sczerpania ilość eksploatowanej wody jest 5 do 8 razy większa niż ropy naftowej. Wody złożowe wydobywane z węglowodorami to najczęściej solanki o wysokiej mineralizacji. Duże ilości wysoko zmineralizowanych wód wydobywanych wraz z ropą i gazem są w różny sposób zagospodarowywane lub unieszkodliwiane. Najbardziej powszechny sposób unieszkodliwiania tych wód to zatłaczanie ich do warstw chłonnych. W wyniku zatłaczania wód złożowych do złóż węglowodorów dochodzi do oddziaływania wód z formacją do składowania. W formacji tej mogą następować rozliczne reakcje wody złożowej ze środowiskiem skalnym. Zatłaczanie wód złożowych będzie powodowało również mieszanie wód, które naruszy stany równowagi reakcji chemicznych i wpłynie na zmianę chemizmu mieszających się wód. Przeanalizowano metodą modelowania geochemicznego oddziaływania wód złożowych zatłaczanych do złoża gazu ziemnego Przemyśl. Przy wykorzystaniu programu PHREEQC przebadano reakcje chemiczne związane z mieszaniem wód złożowych różnych typów chemicznych. Stwierdzono możliwość wytrącania się odpowiednich minerałów jako efekt mieszania wód o zróżnicowanym składzie chemicznym.

EN

Formation waters extracted with crude oil and natural gas, due to their amount and chemical composition can be a problem for petroleum companies operating hydrocarbon deposits. On average, the world generates 2 to 3 times more water than oil. On average, the world generates 2 to 3 times more water than crude oil. The amount of extracted water increases with the time of exploitation of the deposit, in the case of deposits at the final stage of depletion, the amount of extracted water is 5 to 8 times bigger than petroleum. Formation waters from hydrocarbons deposits are usually the highly mineralized brines. Large quantities of highly mineralized waters extracted with crude oil and gas are disposed of in various ways or neutralized. The most common way of disposing of these waters is by injecting them into rock mass. As a result of injection of reservoir waters into hydrocarbon deposits, the waters interact with the storage formations. In these formations, there may be numerous reactions of mineral water with the rock environment. The injection of reservoir waters will also cause mixing of waters that can disturb the state of thermodynamic equilibrium and will alter the chemistry of these waters. It was analyzed by the geochemical modeling of the interaction of the reservoir waters of Przemyśl natural gas field. Using the PHREEQC program, the chemical reactions related to the mixing of reservoir waters of different chemical types have been studied. It has been found that is possible to precipitation appropriated minerals as a result of mixing water with different chemical composition.

Słowa kluczowe

PL

wody złożowe; zatłaczanie wody złożowej; mieszanie wód; złoże gazu ziemnego

EN

formation water; water injection; water mixing; gas field

• Wydawca: Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN ; Komitet Zrównoważonej Gospodarki Surowcami Mineralnymi PAN
• Czasopismo: Gospodarka Surowcami Mineralnymi
• Rocznik: 2017
• Tom: T. 33, z. 2
• Strony: 69--80
• Opis fizyczny: Bibliogr. 20 poz., tab.

Twórcy

autor

Uliasz-Misiak B.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Katedra Inżynierii Naftowej, Kraków

autor

Chruszcz-Lipska K.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Katedra Inżynierii Naftowej, Kraków

Bibliografia

• [1] Cisek, B. i Czernicki, J. 1988. Pole gazu ziemnego „Przemyśl” oraz perspektywy poszukiwań złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w rejonie przemyskim. Przegląd Geologiczny 36 (6), s. 334–338.
• [2] Dobrzyński D. 2006. Modelowanie geochemiczne narzędziem poznania geochemii systemów wód podziemnych. Przykłady zastosowań, aktualny stan w Polsce, Przegląd Geologiczny 54(11), s. 976–981.
• [3] Dubiel, S . i Uliasz-Misiak, B. 2013. Diagnozowanie dopływów wody złożowej do odwiertów wydobywczych na złożach węglowodorów. Przegląd Górniczy 69(12), s. 51–58.
• [4] Jakubowicz, P . 2010. Wybrane problemy zagospodarowania odpadowych wód kopalnianych, Nafta-Gaz 5, s. 383–389.
• [5] Karnkowski, P . 1993. Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. Tom 2. Karpaty i zapadlisko przedkarpackie. Kraków: Wyd. Geos, 256 s.
• [6] Karta informacyjna złoża Przemyśl. Baza danych MIDAS PIG-PIB [Online] Dostępne w: http://geoportal.pgi.gov.pl/midas-web/pages/index.jsf?conversationContext=1 [Dostęp: 20.02.2017].
• [7] Kluk, D. 2011. Badania procesu mieszania wód zatłaczanych z wodami złożowymi o zróżnicowanych potencjałach elektrochemicznych. Nafta-Gaz 2, s. 98–106.
• [8] Lewkiewicz-Małysa, A. i Winid, B. 2011. Geologiczne i geochemiczne aspekty chłonności otworów wykorzystywanych do zatłaczania wód złożowych, Roczniki Ochrona Środowiska 13, s. 1985–2000.
• [9] Macioszczyk, A. 1987. Hydrogeochemia. Warszawa: Wyd. Geol., 474 s.
• [10] Macuda i in. 2007 Macuda, J., Lewkiewicz-Małysa, A. i Konopka, E. 2007. Techniczne i technologiczne aspekty zatłaczania wód złożowych do górotworu. Wiertnictwo, Nafta, Gaz 24(2), s. 799–806.
• [11] Macuda, J. i Zawisza, L . 2006. Techniczne uwarunkowania składowania odpadów płynnych w górotworze metodą otworową. Wiertnictwo, Nafta, Gaz 23(1), s. 333–340.
• [12] Myśliwiec, M. 2004. Typy pułapek gazu ziemnego i strefowość występowania ich złóż w osadach miocenu wschodniej części zapadliska przedkarpackiego. Przegląd Geologiczny 52(8/1), s. 657– 664.
• [13] NPC 2011. Management of produced water from oil and gas wells. Working Document of the NPC North American Resource Development Study, Prepared by the Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group, Paper #2-17, September 15, 2011, 32 s. [Online] Dostępne w: http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/2-17_Management_of_Produced_Water_Paper.pdf [Dostęp: 30.01.2017].
• [14] Paces, T . 1972. Chemical characteristic and equilibration in natural water-felsic rock-CO2 system. Geochimica et Cosmochimica Acta 37, s. 217–240.
• [15] Parkhurst, D.L. i Appelo, C.A.J. 2013, Description of input and examples for PHREEQC version 3-A computer program for speciation, batch-reaction, one-dimensional transport, and inverse geochemical calculations: U.S. Geological Survey Techniques and Methods, book 6, chap. A43, 497 p. [Online] Dostępne w: http://pubs.usgs.gov/tm/06/a43 [Dostęp: 30.01.2017].
• [16] Pazdro, Z . 1990. Hydrogeologia ogólna. Warszawa: Wyd. Geol., 623 s.
• [17] PGNiG 2010. Środowisko naturalne, 2010. Raport Społeczny PGNiG S A. s. 38–48. [Online] Dostępne w: http://www.pgnig.pl/documents/10184/247756/07 Srodowisko_naturalne.pdf /05e262bd-110e-419f-bcbe-12d64119451f [Dostęp: 15.02.2017].
• [18] Słupczyński, K. i Przystaś, G. 2002. Wody formacyjne utworów miocenu wschodniej części zapadliska przedkarpackiego. Mat. arch. (niepublikowane).
• [19] SPE 2011. Challenges in Reusing Produced Water. White paper. SPE. [Online] Dostępne w: http://www.spe.org/industry/challenges-in-reusing-produced-water.php [Dostęp: 20.01.2017].
• [20] Zubrzycki, A. 2004. Mioceńskie wody formacyjne strefy złoża gazu ziemnego „Przemyśl” (SE część zapadliska przedkarpackiego) – wstępna interpretacja ich genezy i ewolucji. Wiertnictwo, Nafta, Gaz 21(1), s. 493–503.

Uwagi

PL

Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę (zadania 2017).