авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

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

-- [ Страница 2 ] --

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 № 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.

  Распределение нефти по сечениям потока жидкости в точках отбора проб с-4

  Распределение нефти по сечениям потока жидкости в точках отбора проб с-5

  Распределение нефти по сечениям потока жидкости в точках отбора проб с-6

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 № 2488092.

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 № 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:

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

3. Рабартдинов, З. Р. Сероводород 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., Рабартдинов З. Р., Аминов А. Ф.; патентообладатели Денисламов И. З., Рабартдинов З. Р., Аминов А. Ф. – № 2005115371/06; 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] / Денисламов И. З., Рабартдинов З. Р., Аминов А. Ф.; патентообладатели Денисламов И. З., Рабартдинов З. 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 З. Р., Денисламов И. З., Рабартдинов А. З.; патентообладатели Рабартдинов З. Р., Денисламов И. З., Рабартдинов А. З. – № 2011115767/03; заявл. 20.04.2011; опубл. 20.09.2012, Бюл. 26.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.