Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-методическое обоснование использования сероводорода как реперной компоненты в процессах нефтедобычи

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научно-методическое обоснование использования сероводорода как реперной компоненты в процессах нефтедобычи"

На правах рукописи

Рабартдинов Загит Раифович

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

005534745

Уфа-2013

1 О ОКТ 2013

005534745

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»),

Научный руководитель Антипин Юрий Викторович

доктор технических наук, профессор, ведущий научный сотрудник лаборатории информационно-измерительных систем геолого-технолошческих исследований ОАО НПФ «Геофизика»

Официальные оппоненты: Низамов Камиль Разетдинович,

доктор технических наук, профессор, главный научный сотрудник отдела гидродинамического моделирования технологических процессов добычи нефти Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Карпов Алексей Александрович, кандидат технических наук, руководитель сектора глушения скважин отдела скважинных технологий ООО «БашНИПИнефть»

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» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8 Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «20» сентября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Хисаева Д ил ар а Ахатовна

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 №№ 2295715; 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 нефгедобычи.

3. Разработаны способы: оценки дебигов жидкости двух совместно эксплуатируемых продуктивных пластов, основанный на использовании сероводорода как реперного индикатора в составе добываемой жидкости (патент РФ № 2461709); очистки попутного нефтяного газа от сероводорода в пластовых условиях (патент РФ № 2470143).

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 ОАО НПФ «Геофизика», НГДУ «Чекмагушнефть» и ООО «БашНИПИнефть», 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 Ю.В. Антипину за большую помощь в формировании диссертации, обработке и обобщении результатов исследований. Автор признателен профессору Е.В. Лозину, руководству и специалистам ОАО НПФ «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, выноснмые на защит;,', 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 А.П. Абдулманова, JI.P. Авзалетдинова, Е.А. Андреев, В.Е. Андреев, И.И. Абызбаев, К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, A.M. Ершов, Ф.М. Ефремов, И.Л. Зубик, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, И.М. Назмиев, М.М. Саттаров, Ш.Х.Султанов, Э.М. Тимашев, Н.Ш. Хайрединов, Ф.Х. Хатмуллин, Э.М. Юлбарисов 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 Ю.В. Антипина, М.К. Баймухаметова, В.И. Бараза, Т.А. Бурдынь, М.Д. Ванеева, Р.Ф. Габдуллина, P.M. Гарифуллина, Ф.С. Гарифуллина, Ш.Г. Гатауллина, Ш.А. Гафарова, Б.Р. Гильмутдинова, A.A. Гоника, А.Г. Гумерова, И.З. Денисламова, C.B. Дорофеева, Ю.Б. Закс, Ю.В. Зейгмана, М.М. Кабирова, A.A. Калимуллина, Ф.А. Каменщикова, В.К. Кима, А.Л. Коуля, В.Н. Кравчука, Р.Н. Липович, Нгуэн Тхук Кханга, K.P. Низамова, М.З. Мавлютовой, Л.М. Мамбетовой, Н.С. Маринина, A.A. Масланова, B.C. Мелик-Пашаева, Э.П. Мингалева, З.Г. Мурзагильдина, М.М. Мухаыетшина, Е.О. Недобоевой, Н.В. Пестрецова, Г.Н. Позднышева, И.Б. Резяповой, М.К. Рогачева, Ф.С. Розенфельда, А.Х. Сабировой, P.P. Сафина, E.H. Сафонова, Р.З. Сахабутдинова,

A.Ш. Сыртланова, М.А. Токарева, В.П. Тронова, Р.Х. Хазипова, Ф.Ф. Хасанопа,

B.В. Шайдакова, Ф.Д. Шайдуллина, А.Н. Шаталова, Д.Д. Шипилова, Е.А. Ярополовой 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.

1(00

Рисунок 1 - Концентрации сероводорода в добываемой жидкости на

месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть»

И 4Л>,0

[ 60000 50000 £ 40000

М000 25 92:и 20000 * 10000 о

И П5.П

■ среди« пипеток

I 4 7

ИМЗ 0.0 0.0 0.0 0,0 "* 0.0 «,0 0.0 0,0

Рисунок 2 - Концентрации сероводорода в межтрубном пространстве скважин месторождений, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефп.»

Во шорой главе приволен анализ применяемых нефтегазодобывающими компаниями методов измерения кон нет рации сероводорода в добываемых жидкостях: йодометрический, хроматопмфическнй, метод экстракции из жидкостей фирм «Drager» и «Baker Pet го Их», экспресс-метод с использованием анализаторов ЛСЖ-01 и АСЖ-02.

Определение кониентрации сероводорода в промысловых жидкостях при помощи рахчичных методов, оценка применимости приборов и методик показали, что наиболее простым, доступным, удобным, надежным в эксплуатации из всех рассмотренных является экспресс-метод с использованием аналинлора АСЖ-02 (рисунок 3), позволяющий проводить определение концентрации сероводорода в устьевых пробах нефти, вод* и эмульсиях в полевых условиях.

Рисунок 3 - Принципиальная схема анализатора сероводорода в жидкости модели АСЖ-02

Расхождение результатов опрсдсле!ия концентрации сероводорода при помощи анализа!ора АСЖ-02 и хроматографическим методом составляет 6...7 %.

С 2005 года анализатор сероводорода в жидкости АСЖ-2 успешно используется во всех структурных подразделения* ОАО АНК «Башнефть», а также в ОАО «Татнефть», ОАО «Роснефти, ОАО «Лукойл», нефтехимических

предприятиях и в десятке других нефтяных и научно-исследовательских компаний РФ. Прибор регламентирован к применению стандартами ОАО АНК «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 «Кка§а\уа» и различных пробоотборников. Доля скважин с сероводородом в газе межтрубного пространства в 1988-1996 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.

I

1100 1000 «00 600 400 200 о

1045

,|07Э

I I ■ » » » " I* 8 4 3545121307

©ооооооосососоооооо о у

*1*г£*Я1М г 1 5 I * 11 § ? § I

ei-Jjjj_jj___;__! _!_!_!_; ~ *

8 8 8' I 8 8 5 8" 8' 1 8 8" 8 8 8 8 8 8 5 5

к'онисшршамя Н]$ • спммжых проба! жяимти, кг/л

Рисунок 4 - Распределение скважин НГДУ «Чекмагуш нефть»

по содержанию сероюдорэда в пробах добываемой жидкости

В нефтепроводе системы сбора от скнажин до установок предварительного сброса воды происходит частичная внутритрубная деэчульсацня и сероводород перераспределяется из одной фазы в другую.

Исследования содержания сероводорода в нефтяной н 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 конкретюм участке системы сбора и подготовки скважинной продукции позволяю- определить причины происходящих массообмснных процессов.

Баланс добычи сероводорода пэ 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, нефта 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 Н28, 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 2.3 646,0 141,0 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 № 2295715. 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.

*

1 в

т

I

0 л

1

0.00

Тшиппкш плошмц СКВ. ЛМ>

0-«5м>/сут

Г.-99.1% 1.-90,36%

1 1 ^^

'' !

1 1

1 1 ------

20,00 _ 40,00 «0,00 80,00

Дмя Н(фга, %

Оптимальный уровень 01601« проб - 34 мм

; 5°

I 40 !"

Юсуаокпа шощщь, ска. >»475

д - 62 М^сгт Г.-». И/. (.«86,72%

г*— — ,, , 1 ,-н —-—

■ ^ ^ 1

г --1 — -

0.00 -«.00 Д„ ч ¡0,00 15.00

Оптимальный )ромнь 01601» проб ■ 30 мм

I

М 40 30 20 10

0.00

Яркссаская п.и1ша.|к «и. .»56 д-Пм^/сут

с— 1

У 1 1 1 п

1

10,00

30.00

20.00

Дмам+п. Н ОнтиимьиыК урокик отбор* проб - 28 л

40.00

Рисунок 5 - Распределение и'фш по ссчениям потока жидкости в точках

отбора проб с выкидных линий скважин НГДУ «Чскмагушнефтъ»

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 °С. 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 б - 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 № 2488092.

1 - дегазационная камера с пробой жидкости; 2 - запорные краны; 3 - насос со встроенным смотчиком ГВС; 4 - газоотборная камера; 5 - индикаторная трубка на сероводород

10 20 в (КМ* поем енбора проб, су! -■—гиге тем в лм « тфц

Рисунок 7 - Принципиальная схема анализатора сероводорода модели

ЛСЖ-03

Концентрация сероводорода в пробе жидкости определяется по новой методике, основанной на использовании анализатора АСЖ-03, по формуле:

С=^-(п0СТ+ПАН"5ве). (1)

*Ж *ЛН

где С - концентрация исследуемого газа в жидкости, мг/л;

К - комплексная постоянная, зависящая от свойств исследуемого газа и температуры среды;

Пост - остаточное количество исследуемого газа в пробе жидкости после его экстракции, мг;

Угвс ~ °бъем газовоздушной смеси (ГВС) в газоотборной камере, мл;

Удн - объем ГВС из газоотборной камеры, мл;

Пдн- количество газа в объеме УАН, мг.

Для анализа из газоотборной камеры отбирается такой объем Удя, который бы обеспечил его представительность. Данная методика позволяет уменьшить з 6. ..10 раз расход индикаторных трубок при погрешности измерения 4,7 %.

Исследования распределения сероводорода в продукции установок предварительного сброса воды и нефгесборных 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:

Уг = М1УС = (Мо6щ-Мн-Мв)/С, (2)

где Уг- объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени, м3;

Мобщ - общая масса сероводорода в продукции до газосепаратора за единицу времени, г;

М„ — масса сероводорода в нефтяной части продукции за единицу времени, г;

М„ — 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 репериой компоненты нами разработан метод оценки дебитов двух продуктивных пластов (объектов разработки), совместно эксплуатируемых одной скважиной. Данный метод защищен патентом

РФ № 2461709. 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:

д-С = С)1-С, + (52-С2, (3)

где - совместная добыча нефти из двух пластов, м3/сут; - искомая добыча нефти по первому пласту, м3/суг;

<3г - искомая добыча нефти по второму пласту, м3/сут;

С - концентрация сероводорода в нефти при совместной эксплуатации пластов, мг/л;

С, - концентрация сероводорода в нефти первого пласта, мг/л;

С2- 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:

д, = д-(с-с2)/(с,-с2); (4)

<32= (2-01. (5)

На основе изучения применяемых методов и технологий очистки сероводорода в попутном нефтяном газе разработан и защищен патентом РФ № 2470143 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, 3. Р. Особенности проявления и нейтрализации сероводорода в продукции скважин Илишевского нефтяного месторождения [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, Ф. Д. Шайдуллин, И. 3. Денисламов // Нефтяное хозяйство. - 2011.-№8.-С. 114-115.

2. Рабартдинов, 3. Р. Особенности эксплуатации сероводородсодержащих нефтяных местороздений северо-запада Башкортостана [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, И. 3. Денисламов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. -С. 96-98.

3. Рабартдинов, 3. Р. Сероводород как индикатор технологичности систем сбора и подготовки нефти [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, И. 3. Денисламов, Р. В. Сахаутдинов//Нефтяное хозяйство.-2009.-№ 12.-С. 118-119.

Патенты

4. Пат. 2307275 Российская Федерация, МПК Б 16 К 13/00, Р 16 К /02, 0 01Ы 1/10. Пробоотборник-вентиль для трубопровода [Текст] / Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р., Аминов А. Ф.; патентообладатели

Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р., Аминов А. Ф. - № 2005115371/06; заявл. 20.05.2005; опубл. 27.09.2007, Бюл. 27.

5. Пат. 2295715 Российская Федерация, МПК в 01 N 1/10. Пробоотборное устройство для трубопровода [Текст] / Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р., Аминов А. Ф.; патентообладатели Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р., Аминов А. Ф. -№ 2005110328/12; 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] / Рабартдинов 3. Р., Денисламов И. 3., Рабартдинов А. 3.; патентообладатели Рабартдинов 3. Р., Денисламов И. 3., Рабартдинов А. 3. 2011115767/03; заявл. 20.04.2011; опубл. 20.09.2012, Бюл. 26.

7. Пат. 2488092 Российская Федерация, МПК О 01 N 7/14. Способ определения концентрации газа в жидкости [Текст] / Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р.; патентообладатели Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р. -№ 2012106527/28; заявл. 22.02.2012; опубл. 20.07.2013; Бюл. 20.

8. Пат. 2470143 Российская Федерация, МПК Е 21 В 37/00, В 01 О 53/00. Способ очистки попутного нефтяного газа от сероводорода [Текст] / Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р., Токарев М.А., Рабартдинов А. 3.; патентообладатели Денисламов И. 3., Рабартдинов 3. Р. -№ 2011132542/03; заявл. 02.08.2011; опубл. 20.12.2012, Бюл. 35.

9. Пат. 2280850 Российская Федерация, МПК й 01 N 1/10. Устройство для отбора проб из трубопровода [Текст] / Денисламов И.З., Шайдулин Ф. Д., Рабартдинов 3. Р., Акрамов Р.Ф., Нафиков Ш.Г.; патентообладатели Денисламов И. 3., Шайдулин Ф. Д. - № 2004134052/12; заявл. 22.11.2004; опубл. 27.07.2006. -Бюл. 21.

Другие издания

10. Денисламов, И. 3. Способ нахождения доли нефти и воды [Текст] / И. 3. Денисламов, 3. Р. Рабартдинов // Информационный листок № 98-16. - Уфа: РНТИК «Баштехинформ», 1998. -4 с.

11. Денисламов, И. 3. Оптимизация конструкции скважинного устьевого пробоотборника [Текст] / И. 3. Денисламов, 3. 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, 3. Р. Зависимость эффективности применения бактерицидов от степени охвата обработкой объемов добываемой и утилизируемой жидкости [Текст] / 3. 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, 3. Р. Значимые факторы нейтрализации сероводорода в скважинах и трубопроводах [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, И. 3. 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, 3. Р. Косвенный метод определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, И. 3. 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, 3. Р. Методические аспекты проведения бактерицидных обработок нефтепромыслового оборудования и продуктивных пластов [Текст] / 3. Р. Рабартдинов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. ст. - Уфа: Изд-во «НПФ «Геофизика», 2012. - Вып. 9. - С. 48-59.

16. Рабартдинов, 3. Р. Определение остаточного содержания бактерицида в обрабатываемых средах фотометрическим методом [Текст] / 3. 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, 3. Р. Сероводород как информативный критерий при решении прикладных задач разработки нефтяных месторождений [Текст] / 3. Р. Рабартдинов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. ст. - Уфа: Изд-во «НПФ «Геофизика», 2012. - Вып. 9. - С. 60-67.

18. Рабартдинов, 3. Р. Совершенствование экспресс-метода определения концентрации газа в жидкости [Текст] / 3. Р. Рабартдинов, И. 3. Денисламов, Ю. В. Антипин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер, науч.-пракг. конф. 23 мая 2012 г. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2012. - С. 373-375.

Подписано в печать 16.09.2013. Формат 60x84 1/8. Бумага писчая. Гарнитура «Тайме». Усл. печ. л. 1,34. Уч.-изд. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ X» 109.

Отпечатано с готовых авторских оригиналов на ризографе в издательском отделе Уфимского государственного университета экономики и сервиса 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145, к. 206; тел. (347) 241-69-85.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рабартдинов, Загит Раифович, Уфа

Открытое акционерное общество «Научно-производственная фирма «ГЕОФИЗИКА»

УДК 622.276.1/ .4 На права:

04201 36281 5

Рабартдинов Загит Раифович

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СЕРОВОДОРОДА КАК РЕПЕРНОЙ КОМПОНЕНТЫ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор Антипин Ю.В.

Уфа-2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 5

1 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ

И ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ СЕРОВОДОРОДА В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ.......................................... 10

1.1 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана................................................ 10

1.1.1 Тектоническая приуроченность, стратиграфическая характеристика разрезов и основные нефтегазоносные

комплексы месторождений нефти....................................... 10

1.1.2 Геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем.......................................................................... 13

1.2 Основные физико-химические свойства сероводорода............... 19

1.3 Содержание сероводорода в добываемых пластовых флюидах..... 21

1.4 Причины роста содержания сероводорода в продуктивных

пластах........................................................................... 23

1.5 Виды осложнений при добыче сероводородсодержащей нефти..... 26

Выводы по главе 1................................................................... 29

2 АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ СЕРОВОДОРОДА В ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ..................................................................... 31

2.1 Иодометрический метод определения концентрации сероводорода... 31

2.2 Хроматографический метод определения концентрации сероводорода.................................................................... 32

2.3 Экспресс-метод определения концентрации сероводорода

при помощи анализатора модели АСЖ-02................................. 35

2.4 Сравнительная оценка применимости различных методов определения сероводорода в воде и нефти............................... 38

2.4.1 Пределы применимости йодометрического метода................. 38

2.4.2 Допускаемая погрешность при определении концентрации сероводорода хроматографическим методом......................... 39

2.4.3 Погрешности определения концентрации сероводорода экспресс-методом с использованием анализаторов АСЖ-01

и АСЖ-02..................................................................... 40

2.4.4 Сравнительные анализы определения концентрации сероводорода в воде титрометрическим методом

и экспресс-методом с АСЖ-02........................................... 41

2.4.5 Сравнительные анализы определения сероводорода в нефти хроматографическим и экспресс-методом с АСЖ-02................ 43

2.5 Технологии измерений концентрации сероводорода в жидкости

фирм «Drager» и «Baker Petrolite»........................................... 45

Выводы по главе 2................................................................... 47

3 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СЕРОВОДОРОДА В ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕГО НЕЙТРАЛИЗАЦИИ....................................49

3.1 Исследование условий и причин выделения и накопления сероводорода в межтрубном пространстве скважины....................................49

3.2 Исследование содержания сероводорода в продукции скважин............54

3.3 Соотношение концентрации сероводорода в нефтяной и водной фазах продукции скважин и объектов сбора и подготовки нефти и воды................................................................................ 57

3.4 Исследование содержания сероводорода в продукции установок предварительного сброса воды нефтепромыслов........................ 62

3.5 Исследование содержания сероводорода в товарной нефти пункта подготовки и сдачи нефти «Чекмагуш».................................... 65

3.6 Исследование эффективности нейтрализации сероводорода

в добываемых пластовых флюидах.......................................... 68

Выводы по главе 3................................................................... 78

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ПО НЕЙТРАЛИЗАЦИИ

И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ СЕРОВОДОРОДА В КАЧЕСТВЕ ИНДИКАТОРА В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ.................. 80

4.1 Обеспечение представительности проб жидкостей со скважин

и трубопроводов для исследования содержания сероводорода....... 80

4.1.1 Исследование гравитационного разделения скважинной

жидкости на прослои с различным содержанием нефти и воды... 80

4.1.2 Разработка и внедрение пробоотборников для отбора периодических проб добываемой продукции со скважин

и трубопроводов.............................................................. 82

4.1.3 Исследование динамики снижения концентрации сероводорода

в герметичных пробах нефти и воды.................................... 87

4.2 Разработка и внедрение усовершенствованного анализатора АСЖ-03 и экспресс-метода для исследования жидкостей

с высоким содержанием сероводорода..................................... 90

4.3 Исследование процессов фильтрации закачиваемой жидкости

для поддержания пластового давления в продуктивных пластах..... 95

4.4 Исследование распределения сероводорода в продукции установки предварительного сброса воды и нефтесборного парка................ 98

4.5 Косвенный метод определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа.................................................... 101

4.6 Разработка метода оценки дебитов нефти двух продуктивных пластов, совместно эксплуатируемых одной скважиной............... 105

4.7 Исследование существующих методов и разработка нового метода очистки попутного нефтяного газа от сероводорода................... 109

4.7.1 Исследование методов удаления сероводорода из попутного нефтяного газа.................................................................. 109

4.7.2 Разработка способа очистки попутного нефтяного газа

от сероводорода в водоносном пласте..................................... 112

4.8 Исследования влияния сероводорода на коррозионную активность пластовых флюидов............................................................. 116

Выводы по главе 4................................................................... 120

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ....................................................................................................................122

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ..............124

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................................................126

ПРИЛОЖЕНИЯ......................................................................................................................................141

Приложение А Сводный геологический разрез месторождений северо-

запада Башкортостана......................................... 142

Приложение Б О внедрении изобретения «Пробоотборник-вентиль

для трубопровода (1Ш 2307275 С2)........................ 144

Приложение В О внедрении изобретения «Устройство для отбора проб

из трубопровода (РШ 2280850 С1)......................... 145

Приложение Г О внедрении изобретения «Пробоотборное устройство

для трубопровода (1Ш 2295715 С2)........................ 146

ВВЕДЕНИЕ

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 (1111Д) 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

Я

безопасного уровня для персонала и соответствие требованиям стандартов для товарной нефти, газа и закачиваемой воды в систему 1111Д 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 „оставленных задач)

к

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 №№ 2295715; 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 № 2461709); очистки попутного нефтяного газа от сероводорода в пластовых условиях (патент РФ № 2470143).

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 добываемой 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 проведении 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 ОАО НПФ «Геофизика», НГДУ «Чекмагушнефть» и ООО «БашНИПИнефть», 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 в 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 Ю.В. Антипину за большую помощь в формировании диссертации, обработке и обобщении результатов исследований. Автор признателен профессору Е.В. Лозину, руководству и специалистам ОАО НПФ «Геофизика», ООО «БашНИПИнефть» и НГДУ «Чекмагушнефть» за консультации и содействие во внедрении результатов исследований.

Глава 1 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ И

ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ СЕРОВОДОРОДА В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ

1.1 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана

1.1.1 Тектоническая приуроченность, стратиграфическая

характеристика разрезов и основные нефтегазоносные комплексы месторождений нефти

Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана, разрабатываемые НГДУ «Чекмагушнефть», расположены в пределах крупной структуры - Бирской седловины, которая по нижнепермским отложениям имеет ширину не более 85 км и протягивается до г. Благовещенска, т.е. длина ее от западной административной границы Башкортостана составляет порядка 175 км. Восточней Бирской седловины (к востоку от субмеридиана с. Кушнаренково) выделяется Благовещенская впадина. Однако по гипсометрическому положению и основным чертам геологического строения до меридиана г. Благовещенска по толщине нижнепермских отложений прослеживается типичный для Бирской седловины пологий наклон (отметки - 200 м). Только юго-восточнее линии Благовещенск -Тавтиманово наблюдается погружение [40].

В пределах Бирской седловины в соответствии с северо-западно - юго-восточным простиранием нижнепермские отложения дислоцированы в ряд субпараллельных валов. От границы Южно-Татарского свода к юго-западной окраине Башкирского свода выделяются Базинский, Чекмагушевский, Манчаровский, Каразирековский, Андреевский, Иванаевский, Карабашевский валы. Валообразные сооружения северо-западной ориентировки протягиваются через всю Бирскую седловину [40]. Обзорная карта представлена на рисунке 1.1.

Рассматриваемые месторождения приурочены к двум структурам третьего порядка - Андреевскому и Чекмагушевскому валам.

Чекмагушевский вал образован Старореченским, Актанышским, Илишевским, Манчаровским, Кувашским, Аблаевским и Амировским

поднятиями. Этот вал протягивается с северо-запада субпараллельно Базинскому валу на 150 км [40].

Условные обозначение.

I |<ч;»д»и»в> я>м»лн I 1,4»ce»iClv4tKU»

СЭ ceoine» Viurryot к МП CPSVi «ьць

^У»Н.егГ1рЛП»*а9 Htomt-lfiottib г.обу о ?яе«в • ч«фл«прсведя

JbfttmcMtucnpts.u

J\0»iriii6po:t : y.-o«ioa»i.*«Gi*«маи погрвтием ffytttr.ziQOiit e n:rcр.-,yiK fjsc;»;

Л ) -

D»fnyint»'j Бвс <СС.Т,6СЯ5|Н

|{�