Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Основные принципы обеспечения безопасной эксплуатации газоконденсатних месторождений 11
1.1 Аналитический обзор и выбор направления исследовании 11
1.2 Краткая характеристика строения Астраханского газоконденсатного месторождения 16
1.3 Характеристика технического состояния фонда скважин АГКМ 22
1.4 Анализ причин возникновения проявлений флюидов в межколонных пространствах скважин АГКМ 24
1.5 Выводы по первой главе 32
ГЛАВА 2. Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля технического состояния подземного оборудования скважин Астраханского ГКМ 34
2.1 Методы контроля технического состояния подземногооборудования скважин на АГКМ 34
2.2 Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля составов межколонных проявлений скважин АГКМ 37
2.2.1 Методы контроля компонентного состава газовых флюидов 37
2.2.2 Методы физико-химического контроля составов жидких органических межколонных проявлений 42
2.3 Использование результатов физико-химического контроля для классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства 49
2.4 Выводы по второй главе 52
ГЛАВА 3. Разработка критериев идентификации и классификация межколонных флюидов скважин Астраханского ГКМ 53
3.1 Разработка классификации межколонных проявлений 53
3.2 Разработка критериев идентификации газовых межколонных флюидов по результатам исследований 57
3.3 Разработка критериев идентификации жидких органических межколонных флюидов по результатам исследований 61
3.4 Выводы по третьей главе 72
ГЛАВА 4. Использование результатов физико-химического контроля за составом межколонных флюидов скважин в ходе реализации производственного экологического мониторинга 73
4.1 Оценка эффективности ингибиторной защиты по результатам анализа компонентного состава проб газовых межколонных флюидов 73
4.2. Разработка технологии нейтрализации 77
4.2.1. Обзор существующих технологий нейтрализации и используемых реагентов 77
4.2.2. Оценка нейтрализующей эффективности реагентов по результатам лабораторных исследований
4.3. Оценка возможности использования результатов анализа проб межколонных флюидов при проведении горно экологического мониторинга
4.4 Выводы по четвертой главе
Заключение 98
Библиографический список
- Краткая характеристика строения Астраханского газоконденсатного месторождения
- Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля составов межколонных проявлений скважин АГКМ
- Разработка критериев идентификации газовых межколонных флюидов по результатам исследований
- Обзор существующих технологий нейтрализации и используемых реагентов
Введение к работе
Актуальность проблемы
Современные технологии освоения нефтяных и газовых месторождений неизбежно связаны с мощным воздействием практически на все компоненты природной среды. Извлечение значительных объемов добываемых пластовых флюидов сопровождается снижением естественных давлений в коллекторах, способствуя активизации деформационных процессов и повышению геодинамической активности недр. Вследствие этого ни одно длительно разрабатываемое месторождение углеводородов не застраховано от техногенно обусловленных геодинамических проявлений, чреватых значительными социальными, экологическими и материальными потерями.
В свете вышесказанного осознанной необходимостью является тот факт, что проблема обеспечения экологической и промышленной безопасности производственных объектов приобрела приоритетное значение в сфере жизнедеятельности населения и является одним из ведущих факторов, определяющих социальную значимость и экономическую эффективность объектов топливно-энергетического комплекса.
Особенно актуальной, данная проблема становится в связи с увеличением доли разрабатываемых месторождений, пластовый флюид которых содержит высокотоксичные и агрессивные неуглеводородные компоненты. Согласно консервативным оценкам различных исследователей наличие сероводорода в пластовых флюидах приводит к повышению степени риска возникновения крупных аварий в 2-3 раза, а увеличение интегрального ущерба от них - до 10 раз. В тоже время, как свидетельствуют многочисленные факты, наиболее существенный вред окружающей среде с точки зрения кратковременных и долгосрочных последствий наносят не регулярные контролируемые выбросы тех или иных компонентов (NOx, СОх, СН4 и т.д.), а именно аварийные ситуации и катастрофы [73, 97, 98, 99].
В условиях Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), уникальный пластовый флюид которого характеризуется аномальным содержанием высокотоксичных соединений (до 50 % мольн. сероводорода и диоксида углерода), особая опасность возможных техногенных загрязнений обусловлена еще и тем, что в непосредственной близости от него расположены населенные пункты и уникальная природная зона Российской Федерации с богатой и своеобразной фауной и флорой: Волго-Ахтубинская пойма, Рам-сарское водно-болотное угодье «Дельта реки Волги» и государственный биосферный заповедник «Астраханский», имеющие важнейшее международное экологическое значение.
Вышеуказанные обстоятельства обусловили необходимость создания на АГКМ эффективной системы промышленной и экологической безопасности, одним из важнейших инструментов которой является производственный экологический мониторинг (ПЭМ).
В рамках настоящей работы рассмотрена реализация мероприятий производственного экологического мониторинга посредством разработки и совершенствования косвенных методов контроля за техническим состоянием подземного оборудования скважин АГКМ.
Работа выполнялась в соответствии с тематическими планами работ научно-исследовательских и производственных служб ООО «Астраханьгаз-пром».
Цель работы - обеспечение промышленной, геодинамической и экологической безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья по результатам физико-химического контроля технического состояния скважин.
Основные задачи исследований
1. Изучение химического состава и формирование комплекса физико-химических критериев для идентификации межколонных флюидов.
Разработка комплекса методов идентификации межколонных флюидов для оперативного диагностирования источников проявлений.
Разработка классификации межколонных проявлений, необходимой для организации и планирования работ по снижению или ликвидации межколонных давлений.
Совершенствование методов горно-экологического мониторинга по результатам физико-химического контроля технического состояния скважин.
Формирование банка результатов физико-химических контроля как обязательной основы проведения долговременного производственно-экологического мониторинга при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.
Основная идея работы состоит в совершенствовании существующей нормативно-технической базы, используемой при проведении производственно-экологического контроля за разработкой и эксплуатацией газоконден-сатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода.
Объект исследований. Пробы жидких органических и газовых проявлений - межколонные флюиды скважин АГКМ.
Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались путем аналитического обобщения результатов научных и натурных исследований с использованием существующей нормативно-технических документации, а также усовершенствованных методик выполнения измерений, статистической обработки экспериментально полученного массива химических показателей с применением программ ПЭВМ.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована применением классических положений теоретического анализа, необходимым объемом экспериментов, подтверждена удовлетворяющей сходимостью полученных результатов экспериментальных исследований, выполненных в натурных условиях, с результатами других авторов.
8 Научная новизна
Экспериментально установлены отличительные особенности составов межколонных проявлений, сформирован комплекс физико-химических критериев для их идентификации.
Разработан комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий оперативно диагностировать источник их поступления.
Разработана классификация межколонных проявлений, используемая далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяющая более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.
Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам электронный справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию информации и вести долговременный производственно-экологический мониторинг при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.
Практическая ценность и внедрение результатов исследований
Сформирован, используется и постоянно совершенствуется комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий диагностировать их возможные источники и причины возникновения, повысить объективность оценки технического состоянии подземного оборудования скважин АГКМ, полученную в ходе промысловых и геофизических исследований. Годовой экономический эффект от внедрения разработанного комплекса составляет 3 424 295,00 руб.
Разработанная классификация межколонных проявлений используется далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяет более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.
Результаты экспериментальных исследований позволяют вести коррозионный мониторинг, контролировать и прогнозировать геодинамиче-
9 ские процессы, происходящие в разрабатываемых углеводородных залежах.
Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам справочно-информационный комплекс показателей объектов исследования, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию вновь получаемой информации.
Использование справочно-информационного комплекса позволяет контролировать техническое состояние промыслового оборудования, рекомендовать оптимальные режимы эксплуатации скважин, производить оценку текущего состояния и перспектив нефтегазоносности горизонтов, расположенных выше продуктивного, в отсутствии достаточного количества наблюдательных скважин по контролируемой площади.
Положения, выносимые на защиту:
результаты экспериментальных исследований межколонных флюидов;
комплекс методов идентификации межколонных проявлений, сформированный по результатам экспериментальных исследований;
классификация межколонных проявлений, используемая при определении степени опасности межколонного пространства скважин АГКМ;
результаты по содержанию водорода и гелия в составе межколонных проявлений и их использование в ходе горно-экологического и коррозионного мониторинга;
— электронный справочно-информационный комплекс показателей
объектов исследований, защищенный свидетельством Федеральной службы
по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002г.), конкурсе молодежных разработок «ТЭК- 2003» (Москва, 2003г.), международной конференции, посвященной 100-летию с момента открытия хроматографии (Москва, 2003г.), VII международной научной конференции «Эколого-биологические проблемы бас-
10 сейна Каспийского моря» (Астрахань, 2004г.), всероссийской конференции «Теория и практика хроматографии. Применение в нефтехимии» (Самара, 2005г.), XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири (Тюмень, 2006г.), конференции молодых ученых и специалистов ООО «АГП» «Инновационные решения молодых в освоении Астраханского ГКМ» (Астрахань, 2006г.), VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 2007 г.), II научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!», посвященной 45-летию со дня основания ОАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 2007г.), V ежегодной международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2007г.), заседаниях ученого совета ИТЦ, научно-технических советах предприятия.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе получено Свидетельство № 2004620109 от 29.04.2004г. Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам на базу данных «Состав пластового газа АГКМ».
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. Филиппову Андрею Геннадьевичу, а также своим учителям и наставникам - к.т.н. Мерчевой Валентине Сергеевне и Богачковой Ларисе Владимировне за оказанную научную и техническую помощь, веру, поддержку и постоянное внимание к работе. Автор глубоко признателен специалистам ООО «Газпром добыча Астрахань» начальнику ГПУ Д.В. Пономаренко, главному инженеру ГПУ к.т.н. И.Г. Полякову, главному геологу В.В.Кунавииу, начальнику ЦНИПР В.Г. Васильеву, заместителю начальника УПБиТН Е.Н. Рылову, а также начальнику СКГТЦ А.Е.Андрееву за помощь в решении специализированных вопросов и всему коллективу научно-исследовательской химико-аналитической лаборатории ЦНИПР за самоотверженный труд.
Краткая характеристика строения Астраханского газоконденсатного месторождения
Современная нефтегазопромысловая геология рассматривает месторождение углеводородов (УВ) как сложную, самоорганизующуюся единую газогидродинамическую, геолого-физическую, термобарическую, геохимическую и флюидальную систему, внутри которой в термодинамическом, гидрохимическом и фазовом равновесии находятся образующие ее подсистемы со всеми насыщающими их флюидами и растворенными в них компонентами [47, 53, 64]. Исходя из вышесказанного построение рациональной и эффективной системы разработки месторождений УВ возможно только при наличии достоверных геолого-геофизических сведений о месторождении и окружающей его пластовой водонапорной системе, а также представлений о процессах, происходящих в газоносных пластах при освоении залежи контролируемой территории. В связи с этим в данном разделе приведена характеристика геологического строения Астраханского газоконденсатного месторождения [173, 174, 175].
Астраханское ГКМ открыто в 1976 г, с 1986 г. находится в промышленной эксплуатации. Протяженность АГКМ составляет 140 км, максимальная ширина в центральной части - 35 - 40 км. Большей своей частью оно расположено в левобережье р. Волги, лишь небольшой по площади участок находится на правом берегу в районе Волжской и Пионерской площадей (рис. 1 прил. 3).
Месторождение приурочено к центральной вершинной части Астраханского свода, расположенного в юго-восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины докембрийской Русской платформы и выделяющегося по всему комплексу палеозойских отложений. С юга и юго-запада к своду при мыкает Каракульская ступень - узкая сильно нарушенная, перемятая полоса северо-западного простирания. Через сложную систему Каракульско-Смушковской зоны дислокаций свод сочленяется с кряжем Карпинского. К северо-западу от Астраханского свода находится Сарпинский прогиб (грабен) с фундаментом на глубине 13-16 км. Месторождение контролируется пологой Аксарайской складкой площадью 2760 км2.
Характерной особенностью строения Астраханского ГКМ является крупномасштабное развитие соляного тектогенеза, приуроченное к нижнепермскому возрасту и сохранившего некую геодинамическую активность до времени антропогена.
Сложность геологического строения, активно проявившийся тектогенез обусловили развитие различных литологических комплексов. В разрезе осадочного чехла Астраханского месторождения четко выявляются три комплекса пород: подсолевой, сложенный девонскими, каменноугольными и нижнепермскими докунгурскими отложениями, соленосный и надсолевой.
Геолого-геофизическая характеристика разреза приведена на рисунке 2 при л. 3.
Газоконденсатная залежь приурочена к нижнему подъярусу и частично к верхнему подъярусу башкирского яруса среднего карбона в пределах крупной валообразной структуры. Мощность башкирского яруса составляет 135 м в скважине 3 Заволжская и 281 м в скважине 2 Долгожданная. Значительные колебания мощности обусловлены влиянием эрозионных процессов, получивших широкое развитие на рубеже позднего карбона и ранней перми, когда произошло интенсивное воздымание свода.
Продуктивная толща представлена комплексом органогенных известняков с линзовидными глинистыми прослоями нижнебашкирского подъяруса.
Выше башкирского яруса выделяется интервал залегания сакмаро-артинских отложений, образованных плотными, трудно разбуриваемыми аргиллитами толщиной 60 - 70 м, являющихся экраном для продуктивной толщи и репером перед ее вскрытием.
Далее расположены нефтегазонасыщенные пласты филипповской толщи нижнепермских сульфатно-карбонатных отложений, характеризуемые наличием АВПД (от 68,8 до 72,0 МПа) в породах-коллекторах.
Расположенная выше иреньская толща соленосных пластов с АВПД и рапоносными сульфатно-терригенные пропластками характеризуются различной интенсивностью и объемом рапопроявлений, в зависимости от расположения скважины на структуре соляного тела. Кровля соленоснои толщи находится на глубинах от 300 до 3600 м. При вскрытии пластов в процессе бурения дебиты рапы составили до 250 м3 / сут.
Далее располагаются газонефтенасыщенные отложения триаса, приуроченные к алевролитовым, песчано-глинистым пропласткам, перекрывающие верхнепермские, а во многих случаях кунгурские отложения, и заполняя межсолевые мульды. Пласты — коллекторы также обладают АВПД (68,0 МПа), имеют локальное распространение и ограниченный объем.
Астраханское ГКМ приурочено к верхнепалеозойскому водонапорному бассейну. Вследствие неравномерного линзовидного распределения глинистых прослоев, низких значений давления прорыва и интенсивной трещи-новатости продуктивная толща представляет собой гидродинамически единую систему, где пласты-неколлекторы залегают в виде изолированных линз. Залежь повсеместно подстилается подошвенной водой (газо-водяной контакт на глубине 4073 м) и оконтуривается мощными водонапорными системами в тех же отложениях.
Покрышкой служат отложения кунгурского возраста, представленные каменной солью с подчиненными пластами сульфатных, карбонатных и тер-ригенных пород. Они образуют соляные купола, мощность которых достигает 4000 м, и межкупольные впадины, где мощность кунгурского яруса сокращается до первых сотен и даже десятков метров.
Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля составов межколонных проявлений скважин АГКМ
Мониторинг — это сложный информационно-аналитический процесс обеспечения выработки управленческих решений, направленных на предотвращение неблагоприятного изменения состояния объекта. Он включает в себя совокупность последовательных действий информационного и аналитического характера, а именно: - наблюдение за объектом и сбор информации об его состоянии; - оценка текущего состояния объекта и прогноз его изменения; - подготовка вариантов управленческих решений с оценкой риска их принятия.
На протяжении всего срока эксплуатации месторождения с учетом накопленного опыта, появления современного оборудования и новых более совершенных методов исследований неоднократно редактировались нормативные документы (НД), определяющие порядок проведения и методы физико-химического контроля с целью обеспечения безопасной эксплуатации скважин. Однако аналитико-инстру ментальная база является наиболее уязвимой частью мониторинга, в связи, с чем сохраняется задача ее постоянной оптимизации.
Материалом для написания работы послужили исследования за период 1987-2007гг., выполненные в научно-исследовательской химико-аналитической лаборатории ЦНИПР Газопромыслового управления в ходе реализации производственного контроля за разработкой и освоением АГКМ. За указанный период в лаборатории проанализировано порядка 13 000 проб межколонных проявлений сложного химического состава.
На начальном этапе эксплуатации месторождения при обнаружении «газовой шапки» в МКП скважин производился контроль за наличием серо водорода в составе межколонного флюида с использованием газоанализаторов и методов качественного анализа. Однако данные методы являются неинформативными и подходят только для экспресс-диагностики в полевых условиях.
В связи с особенностями газовых межколонных флюидов применение существующей нормативной документации государственного и отраслевого уровня по определению компонентного состава газа ограничено областью их определения. С этой целью разработаны, метрологически аттестованы и введены в действие при участии автора стандарты предприятия (СТП ООО «АГП») «Методика хроматографического определения компонентного состава газа эксплуатационных скважин и газа межколонных проявлений» и «Метод хроматографического определения содержания гелия и водорода в природном газе».
Начиная с 1990 года, мониторинг за составом газовых флюидов осуществляется с использованием современного хроматографического оборудования и материалов, что позволяет проводить качественный и количественный анализ многокомпонентных газовых смесей в широком диапазоне их концентраций (от 0,0001 до 100%). Компонентный состав проб газовых межколонных флюидов определяется методом газоадсорбционной хроматографии (рис.2.3, 2.4).
Определение компонентного состава газовых проб проводится с использованием аппаратно-программного комплекса на базе двух хроматографов «Цвет-800» на насадочных колонках длиной Зм, внутренним диаметром Змм, заполненных полимерным сорбентом Порапак Q или Витопол-Б - сорбентом отечественного производства (рис.2.3, 2.4).
Возможность применения данного сорбента для анализов по определению компонентного состава бессернистых и сероводородсодержащих газов изучена в лаборатории под руководством и при непосредственном участии автора.
Сравнивались результаты параллельного определения компонентного состава проб газа, выполненные на колонках с сорбентами Витопол-Б и Порапак Q. Первоначально для анализа были выбраны колонки длиной 2м, диаметром Змм (Витопол-Б) и колонки длиной Зм, диаметром Змм (Порапак Q). В ходе эксперимента длина колонки с Витопол-Б изменена до 1м. Результаты параллельных анализов приведены в таблице 2.1.
Как показала практика, использование сорбента Витопол-Б имеет ряд существенных преимуществ:
1. Витопол-Б - полимерный сорбент отечественного производства, следовательно, упрощается схема его приобретения и доставки. Себестоимость Витопол-Б значительно ниже импортного дорогостоящего аналога.
2. Колонки с сорбентом Витопол - Б обеспечивают высокую эффективность разделения смесей аналогично колонкам с сорбентом Порапак Q, но при этом имеют длину в 2,5 - 3 раза меньше, что приводит к существенной экономии сорбента. На заполнение колонок длиной 1м расходуется около 6,5 см3 Витопол-Б.
Таким образом, проведенные испытания показали, что колонки с сорбентом Витопол — Б обеспечивают высокую эффективность разделения смесей аналогично колонкам с сорбентом Порапак Q, но при этом имеют длину в 2,5 - 3 раза меньше.
Для определения содержания гелия и водорода в газовых пробах в качестве сорбента используется активированный уголь. Полученные результаты по составу проб интерпретируются с учетом основных типовых отличий газов по геологическому разрезу.
При идентификации источника поступления газа учитываются следующие общие геохимические закономерности [4, 13, 21, 49, 51, 52, 53]:
1. Геохимические исследования по локальному прогнозированию нефте-газоносности показывают, что составы газов, окружающих залежи различного фазового состояния, отличаются между собой.
2. Из смеси углеводородов метан мигрирует быстрее и дальше по сравнению с гомологами и жидкими углеводородами, а концентрация гомологов метана увеличивается с глубиной и достигает максимума в зоне газонефтяного контакта.
3. Газы нефтяных скоплений отличаются повышенным содержанием углеводородов С2Нб, C3Hs.
Разработка критериев идентификации газовых межколонных флюидов по результатам исследований
Газовые проявления, как правило, являются частью сложного многокомпонентного межколонного флюида, перераспределенного по вертикальному миграционному каналу. Сравнительно небольшое количество проанализированных газовых проб (1200) обусловлено сложностью их отбора, особенно при малом межколонном давлении и незначительном дебите флюида. Тем не менее, именно эти пробы представляют особый интерес, отражая истинные процессы, происходящие в межколонных пространствах скважин.
Анализ накопленного экспериментального материала за период эксплуатации месторождения показывает, что основными компонентами, присутствующими в составе газовых флюидов из МКП, являются водород, метан, азот. Диоксид углерода и сероводород содержатся в меньших концентрациях. Это можно объяснить тем, что водород и метан вследствие малых размеров молекул легко диффундируют через поры в цементном камне из продуктивного пласта в межколонные пространства. В тоже время диффузия сероводорода, молекула которого представляет собой равнобедренный треугольник с расстоянием между связями S-H в 1,35 А0 РТ углом между связями 90 градусов будет существенно затруднена [13, 49, 59].
Концентрация двуокиси углерода в пластовом газе АГКМ составляет около 14 % мольн., тогда как в пробах, отобранных из МКП, она, как правило, значительно ниже, что также обусловлено большими размерами молекулы, и как следствие, низкой фильтрацией через цементный камень МКП.
Наличие значительных количеств азота может быть связано с попаданием его в процессе некачественного отбора пробы из воздуха. Такая проба считается непредставительной и требует повторного отбора.
Состав и давление газа в МКП существенно зависят от многих факторов: величины заглубления соответствующей обсадной колонны, ее распо ложения относительно НКТ, качества цементного камня МКП, наличия или отсутствия катодного защитного потенциала на скважине и т.д.
По результатам исследований выделены три основных подтипа газовых флюидов, отличающихся, прежде всего, процентным содержанием метана (табл. 3.2).
I подтип - флюиды, содержащие 60 - 80 % мольн. метана, близкие по составу к обессеренному или сероводородсодержащему пластовому флюиду (прил. 3 рис. 6, 7);
II подтип - флюиды, основным компонентом которых является метан в количестве 90 - 94 % мольн., соответствуют газу глубоко расположенного напорного источника более «очищенному» пористой средой МКП (прил. 3 рис. 8);
III подтип - флюиды, с содержанием метана ниже 60 % мольн., харак теризуются повышенной концентрацией более тяжелых фракций С5-С9, ди оксида углерода и азота по сравнению с первыми двумя подтипами (прил. 3 рис. 9).
Как показывает практика, увеличение содержания углеводородов в составе газовых проб из МКП свидетельствует о миграции флюида, и рассчитанный усредненный состав газа можно скоррелировать с имеющимися базовыми данными по нефтерастворенным газам и газам углеводородных скоплений из различных горизонтов. Относительное постоянство углеводородного состава проб газа может указывать на наличие перетоков. При негерметичности эксплуатационной колонны наблюдается сходство составов флюидов из межколонного и затрубного пространств. Повышение содержания более тяжелых углеводородов в пробах определяет возможность скопления жидких углеводородов в нижней части проводящего канала (в МКП).
Что касается сероводорода и диоксида углерода, они регистрируются в пробах газа межколонных проявлений при наличии негерметичности подземного оборудования и этот факт должен явиться предпосылкой выполнения ремонтных работ. При этом характерные нарушения герметичности приустьевой зоны вызывают притоки из эксплуатационной колонны, соответствующие флюидам I подтипа (прил. 3 рис. 6, 7).
Флюиды II подтипа в межколонном пространстве можно идентифицировать как газ, захваченный в виде пачек при бурении и обустройстве скважин и дискретно поступающих на «дневную поверхность» на протяжении срока эксплуатации скважины (прил. 3 рис. 8).
Появление тяжелых фракций в составе флюидов III подтипа может означать длительную миграцию газа от забоя, сопровождающуюся сорбцией легких компонентов в поровом пространстве МКП, или его испарение из нефти вскрытого напорного источника, например филипповского горизонта (прил. 3 рис. 9, 10, 11).
Как показали результаты исследований, изменение содержания сероводорода в газовых пробах из МКП имеет сложный характер, его не всегда можно рассматривать как признак миграции пластового флюида, но и отсутствие кислых компонентов нельзя считать свидетельством обратного.
Обзор существующих технологий нейтрализации и используемых реагентов
Анализ результатов физико-химического контроля за составом межколонных флюидов показал, что в МКП более чем 52-х скважин в разные периоды их эксплуатации регистрировалось наличие сероводорода. В ходе проведения профилактических осмотров и капитального ремонта скважин были определены возможные причины появления сероводорода в МКП, а именно[147, 156, 181, 182]: 1. нарушение герметичности уплотнений трубной головки и пакера клиновой подвески, приводящее к межколонным перетокам; 2. перетоки через запорные элементы фонтанной арматуры на линии глушения и ингибирования при сохранении герметичности в затруб-ном пространстве; 3. коррозионные повреждения лифтовых колонн на ряде скважин эксплуатационного фонда.
Среди ряда причин, обуславливающих техническое состояние скважин АГКМ, о которых уже упоминалось, немаловажным фактором является есте ственное старение - около 80% скважин действующего фонда имеют возраст более 13 лет.
Все вышесказанное потребовало разработки технологии нейтрализации сероводородсодержащих флюидов в затрубных и межколонных пространствах после проведения специальных ремонтно-изоляционных работ по устранению межколонных перетоков, что позволило бы продлить срок эффективной и безопасной эксплуатации скважин АГКМ.
Анализ зарубежной и отечественной информации показал, что сведения о нейтрализации сероводородсодержащего пластового газа в процессе эксплуатации скважин газоконденсатных и газонефтяных месторождений отсутствуют [3, 18, 39, 50, 67, 103]. Поэтому подбор химических реагентов осуществлялся исходя из мирового и отечественного опыта нейтрализации сероводорода при бурении, закачивании и ремонте скважин, а также при переработке природного газа.
Наиболее распространенным способом нейтрализации сероводорода при бурении скважин является поддержание высокой щелочности бурового раствора, для чего производят обработку раствора каустической содой или известью. Однако нет гарантии, что щелочность всей системы (особенно в интервале внедрения газа) будет оставаться постоянной и достаточной для нейтрализации количества сероводорода, попадающего в МКП.
Кроме того, поскольку между формами водорастворимых сульфидов существует равновесие, в системе всегда имеется определенное количество свободного сероводорода. В случае падения рН ниже 9 накопленные в буровом растворе сульфид и гидросульфид натрия гидролизуются с выделением сероводорода, что может привести к отравлению обслуживающего персонала, коррозии оборудования и другим негативным последствиям. Наличие ионов HS" и S2" также нежелательно в связи с их коррозионной активностью (даже при рН более 9 наличие 0,1% Na2S в буровом растворе вызывало точечную коррозию) [50].
Другой широко применяемый способ нейтрализации основан на взаимодействии различных химических реагентов и сероводорода с образованием нерастворимых или малорастворимых сульфидов.
Анализ существующей информации показывает, что хотя любое соединение металла, стоящего в ряду на уровне или выше железа по активности может быть использовано для нейтрализации сероводорода, в целях экономии и удобства применяют соединения таких металлов как теллур, ванадий, хром, цинк, марганец, цирконий, титан.
До недавнего времени в качестве нейтрализующей добавки для промывочных растворов использовались различные соединения меди, однако, как показала практика, использование данных реагентов оказалось недостаточно эффективным. Более того, значительно обострило проблему коррозии, так как в присутствии влаги происходило образование гальванической пары, где покрытые медью участки металлических конструкций исполняли роль катода. Параллельно, на анодных участках шел процесс растворения металла, что вызывало ускоренную коррозию труб.
Известен опыт применения основного карбоната цинка с массовой долей цинка - 55% (2ZnC03 + 3Zn(OH)2), образующего при взаимодействии с сероводородом нерастворимый сульфид (ZnS), устойчивый даже при рН=3,5.
Из соединений железа наибольшее распространение получили реагенты-нейтрализаторы сероводорода на основе оксида железа (Fe203 и Fe304). Применяются как природные соединения (гематит и магнетит), так и синтетические. За рубежом эффективно применяют так называемое губчатое железо, представляющее собой порошок Fe3C 4. В результате реакции этих реагентов с сероводородом образуются различные формы сульфидов железа, такие как минавит и пирротит (FeS), грейгит (Fe3S4), пирит и марказит (FeS) и др. Соединения достаточно устойчивы в широком диапазоне изменения величины рН.
