На правах рукописи
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СЕРОВОДОРОДА
КАК РЕПЕРНОЙ КОМПОНЕНТЫ
В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа - 2013
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе
«Научно-производственная фирма «Геофизика» ( «Геофизика»).
Научный руководитель |
доктор технических наук, профессор, ведущий научный сотрудник лаборатории информационно-измерительных систем геолого-технологических исследований «Геофизика» |
Официальные оппоненты: | , доктор технических наук, профессор, главный научный сотрудник отдела гидродинамического моделирования технологических процессов добычи нефти Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» , кандидат технических наук, руководитель сектора глушения скважин отдела скважинных технологий |
Ведущая организация | - ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт» (г. Альметьевск) |
Защита состоится «25» октября 2013 г. в 1400 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» Республика Башкортостан, 2.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке «Геофизика».
Автореферат разослан «20» сентября 2013 г.
Ученый секретарь
Диссертационного
совета
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. В связи с ростом удельных объемов добычи нефти из сероводородсодержащих месторождений в России и в Республике Башкортостан актуальной задачей многих нефтяных компаний в настоящее время и на перспективу является дальнейшее повышение эффективности и экологической безопасности нефтепромысловых систем в технологической цепи от продуктивного пласта до пунктов сдачи продукции скважин потребителям. Использование пресной воды для поддержания пластового давления (ППД) нефтяных месторождений из поверхностных водоисточников начиная с середины 40-х и до середины 90-х годов прошлого столетия привело к микробиологическому заражению пластов и появлению в них сероводорода вторичного происхождения. В связи со вступлением многих месторождений страны в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью (до 98 %) добываемой продукции, актуальность этой задачи только возрастает.
Сероводород в воздухе рабочей зоны является опасным производственным фактором для персонала, занятого в процессах добычи, подготовки нефти, капитального и текущего ремонта скважин, и «вредным» компонентом в извлекаемых пластовых флюидах, ухудшающим их качественные показатели. Снижение концентрации сероводорода до безопасного уровня для персонала и соответствие требованиям стандартов для товарной нефти, газа и закачиваемой воды в систему ППД российские и иностранные нефтяные компании осуществляют за счет применения различных физико-химических методов его удаления или нейтрализации, проведения бактерицидных обработок, закачивания ингибиторов коррозии и других способов.
В диссертационной работе предлагается использовать сероводород в качестве реперной компоненты добываемых флюидов. Зная содержание сероводорода в пластовых флюидах конкретной скважины, в продукции группы скважин, в системе промыслового сбора, транспортировки, подготовки нефти, газа, воды и поддержания пластового давления, можно судить о технологичности осуществляемых процессов нефтедобычи, оценивать эффективность проводимых геолого-технологических мероприятий и определять количественные и качественные показатели объектов исследований.
Цель работы – разработка научно-методических основ использования сероводорода в качестве индикаторного (реперного) параметра при решении задач разработки и эксплуатации сероводородсодержащих нефтяных месторождений.
Объект исследования – сероводород и его влияние на процессы разработки и эксплуатации месторождений.
Предмет исследования – обоснование использования сероводорода в качестве природного индикатора (репера) для контроля и регулирования процессов нефтедобычи.
Основные задачи исследования
1. Аналитические исследования причин образования сероводорода на месторождениях северо-запада Республики Башкортостан.
2. Усовершенствование экспресс-метода анализа проб флюидов с высоким содержанием сероводорода.
3. Оценка распределения сероводорода по скважинам, продуктивным пластам и месторождениям.
4. Обоснование возможности применения сероводорода в качестве индикатора технологических процессов в системах сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды нефтепромыслов.
5. Выявление особенностей и разработка практических рекомендаций по нейтрализации сероводорода в лабораторных и промысловых условиях.
Методы решения поставленных задач
1. Аналитические, лабораторные и опытно-промысловые испытания.
2. Статистическая обработка геолого-физической и промысловой информации.
Научная новизна результатов работы
1. Разработаны методические подходы и технические средства для анализа содержания сероводорода в добываемой жидкости (патенты РФ №№ 000; 2307275; 2280850; 2488092).
2. Установлено количественное распределение сероводорода в нефти, пластовой воде и попутном нефтяном газе на различных ступенях технологической цепи добычи, сбора и подготовки продукции месторождений и обосновано применение его в качестве природного индикатора для контроля и регулирования процессов нефтедобычи.
3. Разработаны способы: оценки дебитов жидкости двух совместно эксплуатируемых продуктивных пластов, основанный на использовании сероводорода как реперного индикатора в составе добываемой жидкости (патент РФ № 000); очистки попутного нефтяного газа от сероводорода в пластовых условиях (патент РФ № 000).
Основные защищаемые научные положения
1. Результаты комплексных исследований концентрации сероводорода в нефтепромысловых средах и разработка методических подходов и технических средств для анализа содержания сероводорода в добываемой жидкости.
2. Научно-методическое обоснование применения стабильного природного индикатора (реперной компоненты) - сероводорода - для решения прикладных задач добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды.
3. Методические основы способов учета добычи нефти с каждого из пластов при совместной их эксплуатации и очистки попутного газа от сероводорода непосредственно в водоносном пласте.
Теоретическая значимость работы заключается в усовершенствовании методики исследований концентраций сероводорода в добываемых пластовых флюидах, обосновании стабильности его концентрации во времени и использовании этих исследований для решения ряда задач нефтепромысловой науки.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1. Разработанный анализатор сероводорода применяется при исследовании проб жидкости сероводородсодержащих месторождений северо-запада Башкортостана. Достигнуто повышение точности проводимых анализов и уменьшение затрат.
2. По балансу сероводорода на объектах системы сбора и подготовки нефти осуществлен мониторинг технического состояния оборудования, показана возможность своевременного выявления процессов биоредукции сероводорода в системе «пласт - скважина – система сбора и подготовки нефти, газа и сброса воды».
3. Разработанная и внедренная методика определения дебита нефти по каждому пласту при одновременно-раздельной эксплуатации их одной скважиной позволяет осуществлять контроль разработки продуктивных пластов многопластового месторождения.
Достоверность результатов исследования обеспечена использованием регламентированных стандартных методов физико-химических измерений, оценкой качества проведенных исследований различными методами.
Личный вклад автора состоит в: постановке задач, их решении; анализе условий проведения и осуществлении промысловых исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором и соисполнителем работ по созданию и внедрению в производство разработок по данной тематике.
Апробация результатов работы
Результаты и основные положения работы докладывались на технических советах «Геофизика», НГДУ «Чекмагушнефть» и , на 62-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2011 г.), на Международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2012 г., 2013 г.), на Всероссийской научно-технической конференции «Инновационные технологии в области химии и биотехнологий» (Уфа, 2012 г.).
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 18 научных трудах, в том числе 3 - в ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 6 патентов РФ на изобретения.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников, включающего 112 наименований, и четырех приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 18 рисунков, 30 таблиц.
Автор выражает благодарность научному руководителю профессору за большую помощь в формировании диссертации, обработке и обобщении результатов исследований. Автор признателен профессору , руководству и специалистам «Геофизика», ООО «БашНИПИнефть» и НГДУ «Чекмагушнефть» за консультации и содействие во внедрении результатов исследований.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, обозначены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.
В первой главе представлены основные геолого-физические характеристики месторождений северо-запада Республики Башкортостан, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть». В ней представлены геолого-промысловые материалы, позволяющие выявить общие для этих месторождений признаки и особенности, которые объясняют причины реликтового происхождения, а также последующего продуцирования сероводорода в продуктивных пластах. Тектоническую приуроченность, стратиграфическую характеристику разрезов, нефтегазоносные комплексы, геолого-физические характеристики месторождений северо-запада Башкортостана подробно исследовали , , , , и др.
Приведены физико-химические свойства нефтей, причины происхождения и развития сероводорода в продуктивных пластах, основные осложняющие факторы добычи сероводородсодержащей нефти.
Исследованиям причин и развитию методов решения проблем, связанных с осложняющими факторами сероводорода, посвящены работы , , , , , , Нгуэн Тхук Кханга, , -Пашаева, , , , , , и многих других отечественных и зарубежных ученых и промысловых работников.
На основании анализа геолого-промыслового материала, основных физико-химических свойств сероводорода и осложняющих факторов можно заключить о том, что нефтеносность месторождений северо-запада Башкортостана связана с отложениями палеозоя, и основные объекты разработки – терригенные толщи нижнего карбона и девона – представлены в различных сочетаниях. Присутствие в разрезах многопластовых скважин сероводородсодержащих объектов, например известняков верейского горизонта, является одной из главных причин распространения сероводорода при разработке этих месторождений.
Таймурзинское, Щелкановское, Карача-Елгинское и Илишевское нефтяные месторождения являются месторождениями с реликтовым сероводородом. Девять месторождений заражены биогенным сероводородом, причиной возникновения которого является использование практически до конца 80-х годов прошлого столетия пресных поверхностных вод для поддержания пластового давления. Продуктивные пласты Ахтинского и Кушнаренковского нефтяных месторождений, для поддержания пластового давления в которых применялась и применяется только минерализованная вода из глубокозалегающих пластов, сероводородом не заражены (рисунки 1, 2).
Сероводород по своей природе и свойствам является опасным токсичным газом и ядом, чрезвычайно опасным для человека и живых организмов, и его сосуществование и взаимодействие с другими веществами, флюидами и скелетом продуктивного пласта будут сопровождаться осложняющими факторами.
Наличие в составе пластовой нефти (от 2,2 % до 5,0 %) и скелете породы продуктивных пластов месторождений серы и ее соединений является питательной средой для образования и распространения в пластах биогенного сероводорода.
Зараженность значительного количества месторождений северо-запада Республики Башкортостан сероводородом (87 %) требует применения физических и химических методов борьбы с осложнениями, связанными с наличием его в продукции скважин.
Рисунок 1 – Концентрации сероводорода в добываемой жидкости на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть»
Рисунок 2 – Концентрации сероводорода в межтрубном пространстве скважин месторождений, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть»
Во второй главе приведен анализ применяемых нефтегазодобывающими компаниями методов измерения концентрации сероводорода в добываемых жидкостях: йодометрический, хроматографический, метод экстракции из жидкостей фирм «Drager» и «Baker Petrolite», экспресс-метод с использованием анализаторов АСЖ-01 и АСЖ-02.
Определение концентрации сероводорода в промысловых жидкостях при помощи различных методов, оценка применимости приборов и методик показали, что наиболее простым, доступным, удобным, надежным в эксплуатации из всех рассмотренных является экспресс-метод с использованием анализатора АСЖ-02 (рисунок 3), позволяющий проводить определение концентрации сероводорода в устьевых пробах нефти, воды и эмульсиях в полевых условиях.
Рисунок 3 – Принципиальная схема анализатора сероводорода в жидкости модели АСЖ-02
Расхождение результатов определения концентрации сероводорода при помощи анализатора АСЖ-02 и хроматографическим методом составляет 6…7 %.
C 2005 года анализатор сероводорода в жидкости АСЖ-2 успешно используется во всех структурных подразделениях «Башнефть», а также в , , нефтехимических предприятиях и в десятке других нефтяных и научно-исследовательских компаний РФ. Прибор регламентирован к применению стандартами «Башнефть».
В третьей главе приведены результаты промысловых исследований концентрации сероводорода в продукции скважин, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть».
Изначально определение концентрации сероводорода в газе межтрубного пространства скважин осуществлялось при помощи аспираторов АМ-5, АР-1 фирмы «Kitagawa» и различных пробоотборников. Доля скважин с сероводородом в газе межтрубного пространства в годы составляла 18…26 % от общего фонда добывающих скважин, но нередкими стали случаи выявления сероводорода на устьях скважин, ранее не входивших в перечень сероводородсодержащих объектов.
Нами выявлено, что причиной появления сероводорода в межтрубном пространстве скважин является снижение давления на приеме скважинной насосной установки ниже давления насыщения попутного нефтяного газа в добываемой жидкости. Проведенными исследованиями показано, что сероводород может отсутствовать в межтрубном пространстве, но фактически имеется в извлекаемой скважинной продукции. При этом в скважинах, где обеспечено поддержание гидростатического столба жидкости над приемом насоса порядка 500 м или 4,2 МПа, его выделение и накопление в межтрубном пространстве скважины не происходит.
С 1997 г. исследования содержания сероводорода в добываемой жидкости стали осуществляться по всему фонду скважин. Распределение скважин НГДУ «Чекмагушнефть» по содержанию сероводорода в пробах добываемой жидкости приведено на рисунке 4.
Сероводород хорошо растворяется в пластовых флюидах, однако его относительное содержание в нефти и воде сильно различаются. Для определения соотношений концентрации сероводорода в водной и нефтяной фазах добываемой продукции были исследованы пробы скважинной продукции четырех месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» (таблица 1). Было определено, что содержание сероводорода в нефтяной фазе значительно больше чем в водной, а рассматриваемый параметр соотношений по скважинам этих месторождений различен и составляет от 3,0 до 4,6 ед.
Рисунок 4 – Распределение скважин НГДУ «Чекмагушнефть»
по содержанию сероводорода в пробах добываемой жидкости
В нефтепроводе системы сбора от скважин до установок предварительного сброса воды происходит частичная внутритрубная деэмульсация и сероводород перераспределяется из одной фазы в другую.
Исследования содержания сероводорода в нефтяной и водной фазах перекачиваемой продукции в сборном нефтепроводе показывают, что это соотношение составляет уже от 16,0 до 26,3 ед. Полученное тройное и более увеличение соотношений концентрации сероводорода в нефтяной фазе к водной в пробах жидкости из трубопроводов объясняется диффузией значительной части газа из водной части потока в нефтяную и далее в поток свободного газа непосредственно в трубопроводе. Исследования содержания сероводорода в добываемых пластовых флюидах, характера и динамики изменений его значений в исследуемом периоде и конкретном участке системы сбора и подготовки скважинной продукции позволяют определить причины происходящих массообменных процессов.
Баланс добычи сероводорода по месторождению можно составить путем исследования и суммирования его содержания в продукции добывающих скважин. Но это требует больших затрат, и поэтому предлагается осуществлять определение концентрации сероводорода в воде, нефти и попутном газе на установках предварительного сброса воды или подготовки нефти. Показано, что баланс этого газа в добываемой продукции скважин с годами практически не меняется, за исключением тех объектов нефтедобычи, в которых произошли или происходят изменения в процессах разработки и эксплуатации.
Таблица 1 – Содержание сероводорода в нефтяной и водной частях скважинных проб
Дата отбора | Содержание в пробе, % | Содержание Н2S, мг/л | Отношение концентраций сероводорода в фазах, ед. | ||
нефти | воды | в нефти | в воде | ||
скв. 1699Г Илишевского месторождения | |||||
29.03.12 | 60 | 40 | 474,0 | 157,0 | 3,02 |
02.04.12 | 97 | 3 | 69,9 | 15,6 | 4,48 |
26.06.12 | 93 | 7 | 35,3 | 11,0 | 3,21 |
05.07.12 | 74 | 26 | 28,2 | 4,8 | 5,88 |
13.07.12 | 45 | 55 | 20,4 | 6,9 | 2,96 |
Среднее значение | 3,90 | ||||
скв. 7103 Илишевского месторождения | |||||
26.07.12 | 90 | 10 | 616,0 | 135,0 | 4,56 |
скв. 7105 Илишевского месторождения | |||||
26.07.12 | 77 | 23 | 646,0 | 141,0 | 4,58 |
скв. 7108 Илишевского месторождения | |||||
26.07.12 | 97 | 3 | 556,0 | 151,0 | 3,68 |
скв. 3206 Менеузовского месторождения | |||||
06.07.10 | 82 | 18 | 50,3 | 15,0 | 3,35 |
скв. 1125 Андреевского месторождения | |||||
08.08.10 | 52 | 48 | 98,7 | 27,5 | 3,59 |
скв. 6674 Юсуповской площади | |||||
10.09.10 | 42 | 58 | 240,0 | 71,8 | 3,34 |
Анализы содержания сероводорода в товарной нефти на пункте подготовки и сдачи нефти «Чекмагуш» проводятся ежедекадно, и за последние 4 года его значения увеличились с 40,1 до 56,8 мг/л и стабилизировались на этом уровне. Плотность товарной нефти при этом снизилась с 888,8 до 886,7 кг/м3. Причиной этих изменений явилось увеличение доли поступления на данный пункт более легкой нефти с активно разбуриваемого Илишевского нефтяного месторождения.
Исследования эффективности нейтрализаторов сероводорода на месторождениях северо-запада Башкортостана проводятся с 1996 г. Опыт их применения показал необходимость учета условий и факторов смешения, а также физико-химических показателей реагента.
Поддержание давления на приеме насосов, превышающего величину давления насыщения попутно добываемого газа, позволяет избежать выделения и накопления сероводорода в межтрубном пространстве скважины. Значительная часть (66,7 %) фонда скважин месторождений, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть», содержит в межтрубном пространстве сероводород. При неизменности применяемой системы разработки сероводород в продукции скважин является постоянной величиной, и его изменение характеризует изменение режимов работы скважин или активизацию биогенных процессов в продуктивном пласте.
В четвертой главе описаны научно-методические разработки, обеспечивающие представительность отбора проб и проведение комплекса применяемых и новых видов исследований сероводорода в процессах нефтедобычи.
Устьевые пробоотборники позволяют отбирать пробы с прослоев, находящихся на высоте 10…15 мм от нижней образующей внутреннего сечения выкидной линии скважин и трубопроводов. Данные пробы не являются представительными ввиду отбора их из чисто водной части потока. Для исследований гравитационного разделения продукции скважин, определения оптимальной точки забора пробы из потока жидкости в выкидной линии скважины и трубопроводе с фактическими усредненными параметрами продукции скважин и концентрациями сероводорода был разработан и внедрен пробоотборник скважинный устьевой с подвижным зондом (ПСУ-ПЗ), защищенный патентом РФ № 000. С помощью этих пробоотборников были проведены исследования, подтверждающие гравитационное разделение потока в трубопроводах и выкидных линиях скважин. На рисунке 5 приведены результаты исследований на трех скважинах различных месторождений, наглядно демонстрирующие послойное изменение состава добываемой жидкости по сечению трубопровода.
Рисунок 5 – Распределение нефти по сечениям потока жидкости в точках отбора проб с выкидных линий скважин НГДУ «Чекмагушнефть»
В последующем с помощью ПСУ-ПЗ стали проводить оценку эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это обеспечило снижение в разы количество дорогостоящих отборов объемных проб добываемой жидкости скважин, а также подтолкнуло на создание устьевых пробоотборников с устройствами выдвижных заборников проб.
Проблема защиты ходовой резьбы от агрессивной сероводородной и высокоминерализованной среды была решена в конструкциях пробоотборников моделей ПСУ-М-03 и ПСУ-М-07, защищенных патентами РФ № 2307275
и № 2280850. Данные конструкции пробоотборников с выдвижными заборниками проб обеспечивают увеличение ресурса эксплуатации в сероводородсодержащих средах в сравнении с аналогами в 2,5…3,0 раза и достоверность отбираемых проб.
Для исследования динамики снижения концентрации сероводорода в герметичных пробах нефти и воды во времени были отобраны по 12 проб с УПСВ «Салпар» и БКНС-22. Период наблюдений 36 суток, хранение проб при температуре 16…18 оС. За время исследований содержание сероводорода в воде и нефти снизилось практически по линейной зависимости с 118,7 до 47,9 мг/л (на 60 %) и с 329,5 до 303,2 мг/л (на 8 %) соответственно (рисунок 6). При этом в пробах воды и нефти концентрация сероводорода не менялась в течение первых 12 часов после отбора. Этого времени вполне достаточно для проведения анализов не только в полевых условиях, но и в стационарных лабораториях. Это подтверждает высокую стабильность во времени количественного содержания исследуемого газа в пробах, отобранных в стандартных промысловых условиях.
При исследовании жидкостей с высокой концентрацией сероводорода (до 1000 мг/л и более) для проведения одного анализа необходимо использовать большое количество индикаторных трубок (до 10-15 штук). Необходимость замены отработанных трубок на новые вынуждает многократно приостанавливать процесс исследования. Недостатком является также и то, что в первых порциях экстрагируемой из жидкости газовой смеси происходит отдувка сероводорода с максимальными концентрациями, что приводит к неравномерному окрашиванию индикаторного порошка первых трех использованных трубок и повышению погрешности измерения.
Рисунок 6 – Динамика снижения концентрации сероводорода
в герметичных пробах нефти и пластовой воды
Вышеприведенные недостатки устранены в новой модификации анализатора сероводорода модели АСЖ-03 (рисунок 7), который, в отличие от АСЖ-02, дополнительно снабжен газоотборной камерой и счетчиком. Способ определения и прибор защищены патентом РФ № 000.
1 – дегазационная камера с пробой жидкости; 2 – запорные краны;
3 – насос со встроенным счетчиком ГВС; 4 – газоотборная камера;
5 – индикаторная трубка на сероводород
Рисунок 7 – Принципиальная схема анализатора сероводорода модели АСЖ-03
Концентрация сероводорода в пробе жидкости определяется по новой методике, основанной на использовании анализатора АСЖ-03, по формуле:
, (1)
где С – концентрация исследуемого газа в жидкости, мг/л;
К – комплексная постоянная, зависящая от свойств исследуемого газа и температуры среды;
nОСТ – остаточное количество исследуемого газа в пробе жидкости после его экстракции, мг;
VГВС – объем газовоздушной смеси (ГВС) в газоотборной камере, мл;
VАН – объем ГВС из газоотборной камеры, мл;
nАН – количество газа в объеме VАН, мг.
Для анализа из газоотборной камеры отбирается такой объем VАН, который бы обеспечил его представительность. Данная методика позволяет уменьшить в 6…10 раз расход индикаторных трубок при погрешности измерения 4,7 %.
Исследования распределения сероводорода в продукции установок предварительного сброса воды и нефтесборных парков, незначительное отклонение его баланса от входа до выхода из установок свидетельствуют о возможности его использования в качестве диагностического параметра работы установок промысловой подготовки нефти, газа и воды.
Объем отсепарированного попутного нефтяного газа предлагается определять косвенным методом как отношение массы сероводорода в нем к его массовой концентрации в газе по формуле:
Vг = Мг/С = (Мобщ – Мн – Мв) / С, (2)
где Vг – объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени, м3;
Мобщ – общая масса сероводорода в продукции до газосепаратора за единицу времени, г;
Мн – масса сероводорода в нефтяной части продукции за единицу времени, г;
Мв – масса сероводорода в водной части продукции за единицу времени, г;
С – массовая концентрация сероводорода в попутном нефтяном газе (ПНГ)
за единицу времени, г/м3.
С использованием сероводорода как реперной компоненты нами разработан метод оценки дебитов двух продуктивных пластов (объектов разработки), совместно эксплуатируемых одной скважиной. Данный метод защищен патентом РФ № 000. Дебиты определяются по материальному балансу реперного сероводорода по продуктивным пластам. После пуска и вывода на режим скважины отбирается устьевая проба и определяется содержание в ней сероводорода. По формулам (3) – (5) составляются баланс сероводорода и дебиты скважины по пластам:
Q · C = Q1· C1 + Q2 · C2, (3)
где Q – совместная добыча нефти из двух пластов, м3/сут;
Q1 – искомая добыча нефти по первому пласту, м3/сут;
Q2 – искомая добыча нефти по второму пласту, м3/сут;
C – концентрация сероводорода в нефти при совместной эксплуатации пластов, мг/л;
C1 – концентрация сероводорода в нефти первого пласта, мг/л;
C2 – концентрация сероводорода в нефти второго пласта, мг/л.
Концентрации сероводорода в нефти первого и второго пластов определяются в поверхностных условиях из глубинных проб, отобранных отдельно по пластам при испытании (исследовании) пластов.
Добыча нефти по пластам оценивается по формулам:
Q1 = Q · (C – C2) / (C1 – C2); (4)
Q2 = Q – Q1. (5)
На основе изучения применяемых методов и технологий очистки сероводорода в попутном нефтяном газе разработан и защищен патентом РФ
№ 000 способ очистки попутного нефтяного газа от сероводорода, который осуществляется за счет его химического взаимодействия с ионами железа пластовых вод куполовидного водоносного пласта с образованием сульфида железа. В верхней части купола пласта размещаются скважины для отбора очищенного от сероводорода газа, а закачку сероводородсодержащего газа осуществляют через нагнетательные скважины, расположенные ниже по пласту. Благодаря силе гравитации газ продвигается вверх по поровому пространству пласта и аккумулируется в сводовой части пласта. Сульфид железа в тонкодисперсном и взвешенном состояниях скапливается в минерализованной пластовой воде. По мере выработки залежи и снижения его фильтрационных характеристик переносятся фронты нагнетания и отбора газа из пласта.
Исследования влияния сероводорода на коррозионную активность пластовых флюидов рассмотренных трех месторождений показали, что наибольшая коррозионная активность сероводорода в пластовой жидкости проявляется на Юсуповской площади Арланского месторождения, где, несмотря на сравнительно невысокое содержание сероводорода (46 мг/л), но в связи с зараженностью пластов и оборудования сульфатвосстанавливающими бактериями с концентрацией 102…103 кл/мл, скорость коррозии была очень высокой.
Разработанные технические средства и методические подходы для анализа содержания сероводорода в добываемой жидкости, способы оценки дебитов двух совместно эксплуатируемых продуктивных пластов и определения объемов отсепарированного попутного нефтяного газа, основанные на использовании сероводорода как реперной компоненты в составе добываемых флюидов, позволяют решать широкий спектр прикладных задач нефтедобычи с обеспечением их достоверности и представительности.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Результаты аналитических исследований показали, что на месторождениях северо-запада Республики Башкортостан, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть», сероводород имеет реликтовое (4 ед.) и биогенное (9 ед.) происхождение; почти повсеместная зараженность указанных месторождений (87 %) требует контроля эффективности применяемых методов борьбы с сероводородом и мониторинга его содержания во всей системе «пласт – скважина – наземные трубопроводы – потребитель углеводородов». Обосновано применение естественно-природного индикатора (реперной компоненты) –сероводорода – для контроля и регулирования геолого-технологических параметров в процессах нефтедобычи на сероводородсодержащих месторождениях.
2. Разработаны методические подходы и технические средства (пробоотборники, анализатор и др.) для анализа содержания сероводорода в добываемой продукции, обеспечивающие представительность проводимых исследований.
3. На основе комплексных исследований содержания сероводорода в нефти, пластовой воде и попутном нефтяном газе на различных ступенях технологической цепи добычи, сбора и подготовки скважинной продукции обосновано его применение как естественно-природного индикатора (репера) для контроля и регулирования процессов нефтедобычи на сероводородсодержащих месторождениях.
4. Разработаны способы учета добычи с каждого из пластов при совместной их эксплуатации и определения объемов отсепарированного на установках попутного нефтяного газа на основе использования сероводорода как реперной составляющей пластовых флюидов.
5. Разработан способ очистки попутного нефтяного газа от сероводорода непосредственно в водоносном пласте с высоким содержанием ионов железа.
6. Результаты диссертационного исследования внедрены в практику проведения исследований концентрации сероводорода на сероводородсодержащих месторождениях северо-запада Республики Башкортостан, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть».
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:
Ведущие рецензируемые научные журналы
1. Рабартдинов, проявления и нейтрализации сероводорода в продукции скважин Илишевского нефтяного месторождения [Текст] / З. Р. Рабартдинов, Ф. Д. Шайдуллин, И. З. Денисламов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 114-115.
2. Рабартдинов, эксплуатации сероводородсодержащих нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана [Текст] / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. –
С. 96-98.
3. Рабартдинов, как индикатор технологичности систем сбора и подготовки нефти [Текст] / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов, Р. В. Сахаутдинов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 12. – С. 118-119.
Патенты
4. Пат. 2307275 Российская Федерация, МПК F 16 K 13/00, F 16 K /02, G 01 N 1/10. Пробоотборник-вентиль для трубопровода [Текст] / Денисламов И. З., Р., Ф.; патентообладатели Денисламов И. З., Р., Ф. – № /06; заявл. 20.05.2005; опубл. 27.09.2007, Бюл. 27.
5. Пат. 2295715 Российская Федерация, МПК G 01 N 1/10. Пробоотборное устройство для трубопровода [Текст] / З., Р., Ф.; патентообладатели З., Р., Ф. – № /12; заявл. 08.04.2005; опубл. 20.03.2007, Бюл. 8.
6. Пат. 2461709 Российская Федерация, МПК Е 21 В 47/10. Способ определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов [Текст] / Р., З., З.; патентообладатели Р., З., З. – № /03; заявл. 20.04.2011; опубл. 20.09.2012, Бюл. 26.
7. Пат. 2488092 Российская Федерация, МПК G 01 N 7/14. Способ определения концентрации газа в жидкости [Текст] / З., Р.; патентообладатели З., Р. – № /28; заявл. 22.02.2012; опубл. 20.07.2013; Бюл. 20.
8. Пат. 2470143 Российская Федерация, МПК E 21 B 37/00, B 01 D 53/00. Способ очистки попутного нефтяного газа от сероводорода [Текст] / Денисламов И. З., Р., А., З.; патентообладатели Денисламов И. З., Р. – № /03; заявл. 02.08.2011; опубл. 20.12.2012, Бюл. 35.
9. Пат. 2280850 Российская Федерация, МПК G 01 N 1/10. Устройство для отбора проб из трубопровода [Текст] / З., Д., Рабартдинов З. Р., , ; патентообладатели З., Д. – № /12; заявл. 22.11.2004; опубл. 27.07.2006. – Бюл. 21.
Другие издания
10. Денисламов, нахождения доли нефти и воды [Текст] / И. З. Денисламов, З. Р. Рабартдинов // Информационный листок № 98-16. – Уфа: РНТИК «Баштехинформ», 1998. – 4 с.
11. Денисламов, конструкции скважинного устьевого пробоотборника [Текст] / И. З. Денисламов, З. Р. Рабартдинов, В. Ю. Мустафин // 62-ая науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых : сб. матер. конф. –Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – Кн. 1. – С. 180.
12. Рабартдинов, эффективности применения бактерицидов от степени охвата обработкой объемов добываемой и утилизируемой жидкости [Текст] / З. Р. Рабартдинов, А. В. Иванов, П. П. Тужилов // Новейшие исследования в нефтяной геологии, моделировании, разработке нефтяных месторождений и добыче нефти : сб. науч. тр. – Уфа: БашНИПИнефть, 2011. – Вып. 122. – С. 276-281.
13. Рабартдинов, факторы нейтрализации сероводорода в скважинах и трубопроводах [Текст] / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов, Ю. В. Антипин // Инновационные технологии в области химии и биотехнологии: матер. Всеросс. науч.-техн. конф. 22-23 ноября 2012 г. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. – С. 116-117.
14. Рабартдинов, З. Р. Косвенный метод определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа [Текст] / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. науч.-прак. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. – С. 116-119.
15. Рабартдинов, аспекты проведения бактерицидных обработок нефтепромыслового оборудования и продуктивных пластов [Текст] / З. Р. Рабартдинов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. ст. – Уфа: Изд-во «НПФ «Геофизика», 2012. – Вып. 9. – С. 48-59.
16. Рабартдинов, остаточного содержания бактерицида в обрабатываемых средах фотометрическим методом [Текст] / З. Р. Рабартдинов, А. В. Малинин, А. В. Иванов // Новейшие исследования в нефтяной геологии, моделировании, разработке нефтяных месторождений и добыче нефти : сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. – Уфа, 2011. – Вып. 122. – С. 282-285.
17. Рабартдинов, как информативный критерий при решении прикладных задач разработки нефтяных месторождений [Текст] / З. Р. Рабартдинов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. ст. – Уфа: Изд-во «НПФ «Геофизика», 2012. – Вып. 9. – С. 60-67.
18. Рабартдинов, экспресс-метода определения концентрации газа в жидкости [Текст] / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов, Ю. В. Антипин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. науч.-практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2012. - С. 373-375.
