Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геолого-физические характеристики и особенности разработки месторождений Казахстана: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай. 16
1.1 Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Тенгиз. 16
1.1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения . 16
1.1.2. Свойства и состав нефти и газа. 21
1.1.3. Особенности разработки месторождения. 21
1.2. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Карачаганак. 23
1.2.1. Геофизикохимическое моделирование формирования КНГКМ и прогноз нефтегазоносности Карачаганакского поднятия. 23
1.2.2. Состав пластовой смеси. 26
1.2.3. Особенности разработки месторождения. 28
1.3. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Узень. 28
1.3.1. Особенности геологического строения. 28
1.3.2. Физико-химические свойства пластового флюида. 31
1.3.3. Способы разработки месторождения. 33
1.4. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Жетыбай. 39
1.4.1. Структурные особенности нефтегазовых и нефтяных залежей. 39
1.4.2. Физико-химические свойства пластового флюида. 41
1.4.3. Особенности разработки месторождения. 45
1.5 Факторы, осложняющие процесс разработки месторождений. 51
Глава 2 . Исследование коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Казахстана и разработка комплексных методов коррозионной защиты . 53
2.1. Механизм образования коррозии . 53
2.2. Методы исследований коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования. 67
2.3. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Тенгиз и разработка новых ингибиторов коррозии. 84
2.3.1. Оценка агрессивности нефтепромысловых и рабочих сред. 84
2.3.2. Анализ коррозионного состояния оборудования. 85
2.3.3. Разработка новых ингибиторов коррозии для нефтегазовых сред с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода. 86
2.3.3.1. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов, имидазолинов и амина. 86
2.3.3.2. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов и аминосолей методом изомолярных соотношений. 90
2.3.4. Лабораторные испытания ингибиторов коррозии. 92
2.3.5. Промысловые испытания ингибиторов Нефтехим-1, Нефтехим-2, Север-1, Каспий-2,, ИФХАНГАЗ-1. 110
2.4. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Карачаганак и методы коррозионной защиты. 116
2.4.1. Защита подземного оборудования скважин. 119
2.4.2. Контроль процессов коррозии оборудования и трубопроводов УКГП-3. 120
2.4.3. Система ингибиторной коррозионной защиты оборудования. 121
2.5. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Узень и Жетыбай и разработка комплексных методов защиты. 124
2.5.1. Технологические процессы, обусловливающие характер и интенсивность коррозионных разрушений. 125
2.5.2. Оценка агрессивности нефтепромысловых сред. 125
2.5.3. Анализ коррозионного состояния оборудования систем добычи, сбора и транспорта продукции. 136
2.5.4. Защитные мероприятия, осуществляемые на данной стадии разработки. 142
2.5.5. Разработка мероприятий по комплексной защите нефтепромыслового оборудования. 145
Основные результаты исследований. 152
Глава 3 . Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании месторождений Узень и Жетыбай . 155
Введение 155
3.1. Физико-химические свойства нефтей месторождений, особенности проявления осложняющих факторов . 156
3.2. Механизм выделения парафина в твердую фазу. Влияние параметров процесса парафиноотложения. 163
3.3. Классификация объектов парафиноотложения. 177
3.4. Способы борьбы с парафиноотложениями. 180
3.4.1. Тепловые методы. 180
3.4.2. Растворители. 183
3.4.3. Механические способы. 184
3.4.4. Защитные покрытия труб. 184
3.4.4.1. Состав эмалей, используемых для защиты труб на месторождениях Мангышлака. 185
3.4.4.2. Промысловые исследования и результаты промышленного внедрения эмалированных труб на месторождении Узень. 185
3.4.5. Исследование влияния физических полей на процесс парафиноотложения. 190
3.4.5.1. Оборудование, методика и результаты проведения лабораторных исследований. 190
3.4.5.2. Применение физических полей в процессе подготовки нефти. 194
3.4.5.3. Разработка технических средств и проведение опытно-промышленных исследований. 198
3.4.5.4. Магнитное поле. 204
3.4.6. Электроподогрев. 205
3.4.7. Ингибирование. 208
3.4.7.1 Анализ результатов испытаний и промышленного внедрения ингибитора парафиноотложения ХТ-48. 209
3.4.7.2 Лабораторные исследования ингибиторов парафиноотложения типа МЛ, СНПХ и Диссолвана 4411. 212
3.4.7.3 Лабораторные исследования многофункциональной композиции ВРК-21 212
3.4.8.. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложения. 221
3.5. Разработка технических средств и технологий для повышения эффективности ингибиторной защиты. 222
3.5.1. Метод внутритрубной деэмульсации. 222
3.5.1.1. Технология применения ингибиторов парафиноотложения. 222
3.5.1.2. Результаты применения метода внутритрубной деэмульсации. 223
3.5.1.3. Результаты опытно-экспериментальных работ по предотвращению отложений парафина методом внутритрубной деэмульсации с применением щелевого дозатора. 223
3.5.2. Разработка, стендовые и промысловые испытания глубинного дозатора. 224 Выводы. 230
Глава 4. Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании. 231
4.1. Исследование механизма отложений неорганических солей . 232
4.2. Прогнозирование отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. 235
4.2.1. Геолого-физическая и геохимическая характеристика месторождений Узень и Жетыбай. 235
4.2.2. Гидрохимические исследования. Методика определения химического состава вод и солеотложений. 236
4.2.3. Прогнозирование отложений сульфатов. 240
4.2.4. Прогнозирование отложений карбоната кальция. 242
4.3. Исследование состава отложений с различных объектов нефтедобычи. 246
4.4. Характеристика объектов, работающих в условиях, осложненных отложениями неорганических солей. 248
4.4.1. Система добычи нефти. 249
4.4.2. Система внутрипромыслового сбора нефти. 250
4.4.3. Система подготовки нефти и утилизации сточных вод. 251
4.5. Удаление солеотложений. 252
4.5.1. Удаление солеотложений из наземного оборудования. 253
4.5.2 Разработка и внедрение технологии удаления неорганических солей из нефтяных скважин Мангышлака. 254
4.5.2.1. Лабораторные исследования. 254
4.5.2.2. Промысловые испытания технологии по удалению отложений неорганических солей. 256
4.6. Предотвращение солеотложений. 258
4.6.1. Общие положения предотвращения солеотложений. 258
4.6.2. Лабораторные исследования эффективности ингибиторов солеотложения применительно к условиям месторождений Узень и Жетыбай. 264
4.6.2.1 Ингибиторы фирм «Петролайт», "Esso", "Servo", отечественные ИСБ-1,2,8. 264
4.6.2.2 Отечественные ингибиторы: ИРЕА (БашНИПИнефть)- типа ИСБ-20, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 35, 50, 51, 215, 216, 217, 226,ИКК-9, УЛТИ,- типа 319т, 320т, 321т, 322т,323т, ПАФ-2, 4, 5,ИОМС, ВНИИПАВ,- типа ИС-7,1020д, Корсолин, ДОТА, ФТОА. 270
4.6.2.3. Реагенты Cs-31 ("3ervo"), SP-203 ("Petrolite"), Корексит 7647("Esso"), Мультиметалик(Румыния), ИСБ-11, ИСБ-40 в качестве ингибиторов солеотложений сульфата бария. 275
4.6.2.4. Реагенты фирмы «Малако» (Швеция): SI 409F, SI 412F, S1 413, мХехст"(Германия): Ное Е2849, Ное Е2870, Ное Е2871, ВНИИ ИРЕА и ЧПО Химпром. в качестве ингибиторов солеотложений 280
4.6.2.5. Лабораторные исследования адсорбционно-десорбционных характеристик ингибиторов солеотложений. 284
4.6.3. Разработка ингибитора солеотложения в высокоминерализованных пластовых водах 288
4.6.4. Примеры опытно-промышленных испытаний ингибиторов солеотложения на месторождениях Мангышлака. 293
4.6.4.1. Опытно-промышленные испытания ингибитора CS-71. 293
4.6.4.2. Опытно-промышленные испытания ингибитора S1-413. 293
4.6.4.3. Опытно-промышленные испытания ингибитора ИСБ-1. 295
4.6.4.4. Опытно-промышленные испытания ингибитора СНПХ-5301. 296
4.6.4.5. Применение ингибитора Корексит - 7647 для защиты групповых установок месторождения Жетыбай. 297
4.6.5. Методика определения эффективности ингибиторов солеотложения. 298
4.6.6. Совершенствование способа ингибирования нефтедобывающих скважин путем закачки под давлением водного раствора ингибитора в пласт. 299
4.6.6.1 Лабораторные исследования. 300
4.6.6.2 Промысловые испытания способа обработки нефтедобывающих
скважин осаждением ингибиторов солеотложений в пласте. 303
Выводы. ' 305
Глава 5. Исследование факторов, влияющих на качество строительства скважин . 306
5.1. Формирование физических полей при строительстве скважин и их влияние на технологический процесс. 306
5.2. Электродный потенциал металлических колонн. 307
5.3. Изменение свойств бурового раствора при воздействии электрического поля. 308
5.4. Влияние электрических полей на цементирование скважин. 319 Основные выводы по результатам исследований. 346
Глава 6. Добыча, сбор и транспорт нефти и газа при проявлении коррозии, отложений парафина и солей. 348
6.1. Механизм влияния трех факторов (коррозия, отложения парафина и солей) на эффективность эксплуатации нефтепромыслового оборудования. 348
6.2. Специфика борьбы с коррозией, отложениями парафина, солей и коррозии при одновременном их проявлении. 352
6.2.1. Некоторые особенности формирования отложений в скважинах и коммуникациях. 352
6.2.2. Влияние многократных кислотных обработок на работу скважин. 354
6.2.3. Влияние кислотных обработок на цементный камень. 355
6.2.4. Влияние электрического поля на кислотостойкость цементного камня. 357
6.2.5. Влияние кислотных обработок на коррозию оборудования. 358
6.3. Научно-техническое обоснование промышленных методов предотвращения коррозии, отложений парафина и солей. 359
6.3.1. Разработка и область использования многофункциональных композиций поверхностно-активных веществ в нефтедобыче. 359
6.3.2 Обоснование использования физических полей. 372
6.3.2.1 Использование электромагнитных полей для борьбы с
солепарафиновыми отложениями и коррозией в скважинах. 372
6.3.2.2. Разработка виброакустического способа борьбы с солепарафиновыми отложениями в наземных коммуникациях. 376
6.3.2.3. Разработка установки и методики акустического воздействия на скважину. 380
6.3.2.4 Разработка техники и технологии для магнитной обработки скважинных флюидов. 382
6.3.2.5. Разработка ударно-волнового способа очистки нефтепромыслового оборудования от солепарафиновых отложений. 384
6.4. Разработка кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии удаления солепарафиновых отложений в скважинах. 389
6.4.1. Влияние ПАВ на активность солянокислотных растворов. 389
6.4.2. Влияние солянокислотных растворов на карбонатные породы. 391
6.4.3. Влияние асфальто-смоло-парафиновых отложений на эффективность кислотных обработок. 393
6.4.4. Лабораторные испытания кислотноуглеводородных составов. 394
6.4.5. Промысловые испытания кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии. 406
Выводы. 417
Заключение 419
Список использованных источников. 423
Принятые сокращения и обозначения. 437
- Геолого-физическая характеристика месторождения
- Механизм образования коррозии
- Физико-химические свойства нефтей месторождений, особенности проявления осложняющих факторов
- Исследование механизма отложений неорганических солей
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Основными задачами нефтегазодобывающей промышленности Казахстана на современном этапе ее развития являются повышение эффективности разработки месторождений и достижение стабильности уровня добычи нефти, газа и конденсата. Успешность их решения во многом определяется эксплуатационной надежностью технологического оборудования.
Поэтому исключительно важное значение, наряду с поиском новых путей ускорения разведки и введения в разработку новых месторождений, имеют работы, направленные на выявление и исследование факторов, осложняющих процесс разработки месторождений, изучение их влияния на работоспособность нефтепромыслового оборудования и создание перспективных технологий, технических средств и реагентов для его защиты.
В Прикаспии открыты и введены в разработку уникальные по запасам месторождения - Тенгизское нефтяное, Карачаганакское НГКМ, флюиды которых представлены смесью углеводородных и не углеводородных компонентов.
Продуктивные горизонты залегают на значительных глубинах 3000...5000 м и более, пласты характеризуются неравномерным распределением различных типов коллекторов, значительными пластовыми температурами до 120С и аномально высокими пластовыми давлениями 81...90 МПа и газовым фактором более 600 м3/т.
Высокие, в сотни раз превышающее допустимые нормы (Рн23=0,00 0 3 5 МПа, Рсо2=0,01...0,02 МПа) концентрации сероводорода (до 25% об.) и углекислого газа (до 5% об.), и возникающие в элементах конструкции большие растягивающие нагрузки обусловливают возможность появления интенсивной общей и локальной коррозии, сероводородного коррозионного растрескивания под нагрузкой (СКРН) и водородом индуцированного растрескивания (ВИР) сталей.
Отсутствие опыта эксплуатации подобных месторождений потребовало разработки новых эффективных ингибиторов коррозии и технологий для надежной защиты нефтепромыслового оборудования.
Аналогичные проблемы возникают в процессе разработки уже освоенных месторождений Казахстана (Узень, Жетыбай и др.), но они проявляются в более высокой степени.
Это объясняется несовершенством способов разработки, при которых поддержание пластового давления осуществляется путем заводнения. В пласт закачиваются морская и сточные воды, практически, без какой-либо подготовки и без разработки рациональной системы заводнения. В результате чего происходит биогенное заражение пластов, обводнение скважин (20... 90%), повышается интенсивность коррозионных процессов и проявляются новые, не менее существенные осложнения, - в виде отложений солей и парафина (АСПО) на поверхности продуктивных пород, насосно-компрессорных труб, подземного и наземного оборудования, нефтесборных коллекторов.
Наличие этих осложняющих факторов в основном обусловлено физико- химическими свойствами флюидов, термобарическими условиями добычи нефти, особенностями разработки и эксплуатации залежей.
Для обеспечения нормальной работоспособности оборудования в таких условиях требуется проведение комплексных мероприятий по его защите от негативного воздействия указанных проявлений, разработанных на основе научного анализа и экспериментальных исследований осложняющих факторов, выявления их влияния на оборудование и на технологический процесс нефтегазодобычи в целом.
В настоящей работе приводятся результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований, выполненных на основе такого подхода.
Они включают в себя как решения отдельных конкретных задач по подбору оптимальных ингибиторов солепарафиноотложений, разработке и промышленному освоению новых ингибиторов коррозии, так и по созданию научно-технического задела в вопросах прогнозирования и предупреждения негативных проявлений в процессе эксплуатации месторождений, разработки многофункциональных реагентов для защиты нефтепромыслового оборудования, повышения качества строительства скважин с учетом влияния физических полей, что безусловно должно иметь научное продолжение в виде фундаментальных исследований.
Цель работы.
Повышение эффективности разработки месторождений, осложненных коррозией, отложениями солей и парафина путем обеспечения высокой эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования.
Основные задачи исследований.
1. Исследование факторов, осложняющих процесс разработки, и их влияния на эксплуатационную надежность оборудования на основе анализа геолого-физических характеристик и особенностей эксплуатации месторождений Казахстана: Тенгиз, Карачаганак, Узень, Жетыбай.
Исследование агрессивности нефтепромысловых сред указанных месторождений, динамики их изменения и фактического состояния технологического и эксплуатационного оборудования.
Разработка и внедрение перспективных технологий, технических средств и эффективных реагентов для повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования путем обеспечения его защиты от негативных проявлений коррозии, солепарафиноотложений и за счет усовершенствования процесса строительства и крепления скважин.
Методы решения поставленных задач.
Для решения перечисленных выше проблем автором были использованы современные представления об основном коррозионном элементе и модели протекания тока в системе электролит-металл, позволившие конкретизировать направление выбора методов и средств коррозионной защиты, и по каждому методу обосновать программу подбора оптимальных параметров технологического процесса.
При синтезировании новых ингибиторов коррозии были применены метод составления композиций из амидоаминов, имидазолинов и аминов с последующей проверкой их эффективности и уточнением химической структуры и состава ингибиторов методом изомолярных соотношений амидоаминов и аминосолей.
Исследования характеристик скважин производились с помощью сепарационных установок «Порта-Тест», глубинных установок «Кастер» (США), для изучения компонентного состава газовой и жидкой фазы применялись хромотографы ЛХМ-90, Цвет-800 и Хром -5 (Чехия).
Критерии для оценки эффективности использования ингибиторов парафиноотложений определялись путем сравнения данных расшифровки компьютерной программы специального прибора безостановочного контроля энергетических параметров станка-качалки, полученных до и после применения реагента.
При испытаниях высокая результативность была достигнута путем использования методики ВНИИГАЗ, которая сочетает ускоренный способ отбраковки образцов с явно низкой коррозионной стойкостью (метод Одинга) с продолжением испытаний наиболее стойких образцов на специальном стенде в агрессивной среде и под постоянной нагрузкой.
Особое внимание заслуживают методы исследования влияния физических полей на отложения солей, парафина и качество крепления скважин с применением, не имеющих аналогов, лабораторных и стендовых универсальных моделей, позволяющих имитировать реальные скважинные условия, а также установки для измерения и наведения электрических полей в сочетании с современными геофизическими методами контроля качества цементирования скважин.
Научная новизна.
Для сред с аномально высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода разработана научно-обоснованная методика синтезирования ингибиторов коррозии на основе составления композиций из амидоаминов, имидазолинов и аминов и технология подбора наиболее эффективных ингибиторов из числа имеющихся реагентов.
Получены ингибиторы коррозии: Тенгиз 45/1, Тенгиз 45/2, Нефтехим-1, Нефтехим-3, эффективность которых подтверждена результатами лабораторных и промысловых испытаний, многолетней практикой их применения на промыслах.
На основании экспериментальных исследований составлены ряды эффективности применения ингибиторов в условиях с аномально высоким содержанием сероводорода по отношению: к стали АР1 Х46:
Нефтехим-3 > ГИПХ-4 Каспий-2 > Травис С Травис 1100В, к стали БМ 908811:
Каспий-2 > Нефтехим-3 = ГИПХ-4 > Травис 1100В;
Разработаны критерии дифференциации методов коррозионной защиты в зависимости от обводненности добывающих скважин, от значимости конкретного объекта и степени коррозионного износа.
Уточнен и конкретизирован механизм осаждения солей на твердой подложке, разработаны методы, позволяющие на основе геолого-физических характеристик месторождения, термобарических параметров и химического состава закачиваемых вод с достаточной вероятностью прогнозировать выпадение осадка.
Научно доказана и экспериментально подтверждена возможность использования у-каротажа для оценки отложения солей в ПЗП и эффективности обработок скважины.
Впервые рассмотрены вопросы негативного воздействия на оборудование коррозии и солепарафиноотложений при совместном их проявлении, в результате которых: выявлены недостатки применяемых защитных технологий и реагентов и определены причины их низкой эффективности; разработаны и внедрены новые технологические растворы (защищенные патентами Республики Казахстан) для одновременного удаления солей и парафинов из ПЗП, скважинного оборудования и защиты металлических конструкций от коррозии; разработаны и внедрены способы повышения эффективности технологий за счет проведения обработок скважин в многоцикловом динамическом режиме; разработан и опробован в промысловых условиях простой и надежных метод, использующий акустические волны, передаваемые на скважину с ШГНУ по волноводу от электродвигателя станка-качалки.
При исследовании факторов, влияющих на качество строительства и крепления скважин, установлено и всесторонне изучено в лабораторных и промысловых условиях воздействие на технологический процесс физических полей.
Выявлены закономерности изменения свойств бурового раствора и цементного камня под действием самопроизвольно возникающих и искусственно наводимых электрических полей.
Результаты этих исследований открывают перспективу для разработки теоретических основ и создания установок наведения электрических полей и управления процессом формирования цементного камня при строительстве и ремонтах скважин.
В работе представлены обобщающие материалы многолетних исследований физико-химических свойств и состава нефтей, газов и закачиваемых вод, прослежена динамика их изменений, выявлены закономерности их влияния на эксплуатационную надежность оборудования, что бесспорно представляет большой научный и практический интерес для дальнейших совершенствований методов разработки указанных выше и других месторождений, осложненных коррозией и солепарафиноотложениями.
Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.
Практическая ценность проведенных диссертантом научных исследований заключается в их реализации при разработке конкретных технологий, технических средств и реагентов, внедрение которых в промышленную эксплуатацию на нефтегазоконденсатных месторождениях Казахстана позволило существенно повысить эксплуатационную надежность оборудования и тем самым снизить остроту проблемы разработки месторождений, осложненных коррозией и солепарафиноотложениями.
Разработанные автором ингибиторы коррозии: Нефтехим-1, Нефтехим-3 и отраслевой руководящий документ на технологический процесс ингибирования подземного и наземного оборудования успешно применяются на промыслах Казахстана и, в частности, на месторождении Тенгиз с 1990 года, на месторождении Карачаганак с 1997 года.
В настоящее время ингибитор Нефтехим-1 выпускается по ТУ 2415-001-0015181694 Стерлитамакским ЗАО «Каустик», Нефтехим-3 - по ТУ-38 УССР 201.479.89, г. Дрогобыч.
Разработанная диссертантом технология оптимизации общего расхода ингибиторов с учетом ингибирующих свойств самой нефти, применяемая при регулярном контроле коррозионного состояния оборудования, прошла положительные испытания на Карачаганакском НГКМ.
Согласно технологии, начиная с 1997 года, ежемесячное сокращение нормы подачи ингибиторов на 3 % позволило к 2000 году уменьшить годовой расход ингибиторов с 782 т до 371,7 т.
Приемлемость технологии подтверждается удовлетворительным коррозионным состоянием оборудования на 2000 г., установленное лабораторией НК и К ЗАО «КазНИПИн ефть».
Кроме того, с участием автора разработаны на уровне изобретения и внедрены: новые многофункциональные технологические растворы (КУСы) для одновременного удаления солей и парафинов внутри НКТ и кольцевом пространстве скважин и защиты оборудования от коррозии; конструкция скважинного глубинного дозатора и специального пакера, не требующего подготовки поверхности эксплуатационной колонны под его установку; способ внутритрубной деэульсации (ВТД) с применением щелевого дозатора; способ ингибирования скважин закачкой реагента в пласт с промежуточным осаждением его в ПЗП; установка акустического воздействия для предупреждения солепарафиновых отложений в скважинах с ШГНУ; ряд ингибиторов солеосаждений; технологии и технические средства для предотвращения и удаления отложений солей и парафина из ПЗП, наземного и подземного оборудования, разложения водонефтяных эмульсий, повышения эффективности ингибиторов и качества цементирования с использованием физических полей; технология удаления сульфатных солей из ПЗП.
Апробация работы.
Основные результаты диссертационной работы докладывались на V Омской областной научно-практической конференции «Коррозия и защита металлов в химической, нефтехимической промышленности и машиностроении» (Омск, ] 988 г.), на II межобластной научно-практической конференции «Теория и практика защиты от коррозии металлических и железобетонных конструкций и оборудования» (Астрахань, 1988 г.), на Ученом совете ООО «ВНИИГАЗ» (Москва, 1990 г.), на I Международном конгрессе «Экология методологии возрождения человека и планеты Земля» (Алматы, 1997 г.).
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы -438 страниц машинописного текста, в том числе 180 рисунков и 123 таблицы. Список литературы в объеме 14 страниц включает 203 наименования.
Диссертант выражает глубокую признательность член.-кор. РАЕН Герштанскому О.С., проф. Шерстневу Н.М., к.т.н. Крылову Д.А. и сотрудникам ОАО «КазНИПИмунайгаз» за большую помощь в проведении совместных исследований.
Геолого-физическая характеристика месторождения
Геологическое строение. Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских. В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские артинские отложения, солевой - кунгурские, надсоленой - от верхнепермских до четвертичных.
Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г., согласно исследований ВолгоградНИПИнефть вскрыты в четырех скважинах Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Согласно палеонтологическим исследованиям СП «Тенгизшевройл» (СП ТШО) девонские отложения вскрыты только в двух скважинах Т-10 и Т-17, в скважине Т-22 наличие девонских отложений не подтверждается и предполагается, что в скважине Т-41 вскрыты только тульские отложения.
Нижнекаменоугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского надгоризонта, толщиной до 607 м (скважина Т-22). Здесь и далее приводится максимально вскрытая толщина: окского надгоризонта толщиной до 297 м (скважина Т- 22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.
Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная залежь, лито логически представлены карбонатными породами органогенного происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей сульфатно -галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700 м, Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород. Тенгизское поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и востока ограничено С. Култукской террасой.
Объединяющим элементом этой зоны является мощная подсолевая карбонатная платформа, включающая отложения девонского и каменноугольного возраста. В пределах этой платформы выявлен ряд структур, связанных с высокоамплитудными карбонатными массивами, из которых наиболее крупным и изученным по данным бурения является Тенгиз.
Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт ПО представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33x27 км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м. Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и эрозионного. В результате кунгуро-артинские отложения перекрывают разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до девонских и, таким образом, структурная карта отражает поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего весь подсолевой карбонатный комплекс.
Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на крыльях в зонах эрозионного вреза. Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза, где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет поверхность первого объекта.
Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по разрезу разделен ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделенную, в свою очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.
Согласно представлений ТШО, разломы расчленяют карбонатную постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.
Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения, представлены органогенными, органогенно - обломочными, органогенно - детритовыми, комковатыми и аолитовыми известняками, преимущественно неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза выщелоченными.
Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивание по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.
Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами, кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов пустотного пространства и их вклада в емкостной и фильтрационный потенциалы коллектора. Коллектора в зависимости пустотных пространств объединены в три группы: трещинные, порово - каверново - трещинные и трещинно - каверново - поровые.
Первая группа - трещинные коллекторы, характеризуется верхним пределом общей пористости по керну и промыслово-геофизическим данным величиной 3%. Это наиболее плотные разности известняков, почти не затронутые процессами выщелачивания. Поровое пространство представлено по данным порометрических исследований микропорами радиусом в тысячные, редко сотые доли мкм, соизмеримыми с толщиной смачиваемых пленок на поверхности минералов, содержащими остаточную воду. Средний радиус пор равен 0.005 мкм и они на 100% насыщены остаточной водой, а емкостью для нефти и путями ее миграции являются только трещины.
Емкость трещин, определенная по методике ВНИГРИ на 220 образцах, достигает 1% и в среднем для всей продуктивной толщи составляет 0.35%. Проницаемость трещинных коллекторов колеблется и пределах 0,000001. ..0,0001 мкм2, причем матрица является непроницаемой. Для этого типа коллекторов характерна резко выраженная анизотропия проницаемости, приводящая к изменению последней по взаимно перпендикулярным направлениям на 2...3 порядка. Нефтенасыщенность трещин определена экспертно и принята равной 0,85.
Механизм образования коррозии
Коррозия - процесс разрушения металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с окружающей средой. Коррозионный процесс, протекая на границе раздела металла и агрессивной среды, имеет сложный механизм. Основной причиной коррозии металлов является их термодинамическая неустойчивость в обычных условиях. В естественных условиях металлы (за исключением благородных) находятся в виде окислов и входят в состав руд. Для получения из руды металла затрачивается определенная энергия, которая обусловливает его более высокое и, следовательно, нестабильное энергетическое состояние. При взаимодействии металлических конструкций с окружающей средой естественные процессы стремятся вновь вернуть их в стабильную форму с более низкой энергией. Тенденция металлов к коррозии пропорциональна энергии, израсходованной при их получении из руд. Эта аккумулированная металлами энергия создает в них движущую силу коррозии, которую можно измерить как электродный потенциал.
Электрохимический механизм коррозии. В нефте- и газодобывающих системах и системах сточных вод коррозионный процесс происходит на отдельно взятом металле. Основной коррозионный элемент, изображенный на рис. 3. Металлический путь (стенка трубы): токопроводящий путь для потока электронов между анодом и катодом. 4. Электролит: вода, содержащая растворенные ионы, находящаяся в контакте с анодом и катодом (почвенная влага, речная, озерная или морская вода или внутренние пластовые воды). Любая коррозия, с которой встречаются при добыче нефти и газа, является коррозией с участием воды. Коррозия представляет собой очень динамичный процесс, включающий значительное количество взаимосвязанных процессов, происходящих одновременно Процессы, протекающие на анодном участке. Процесс коррозии начинается на анодном участке. Атомы железа Fe, отдав два электрона, становятся растворимыми в воде катионами железа. Происходит реакция окисления.
В электролите напротив анодного участка накапливается большое количество ионов Fe++, а в трубе - большое количество электронов "е". Как правило, анодный участок является небольшим по сравнению с катодным. Анодный потенциал полуэлемента определяет потенциал трубы относительно электролита. Электрод сравнения (полуэлемент) помещают в электролит как можно ближе к анодному участку (положительно заряженные ионы Fe++) и подсоединяют к положительной клемме, соединенной с трубой (заряженной отрицательно за счет электронов е ). Анодный потенциал полуэлемента труба-электролит обычно бывает сильно отрицательным (от -800 до -850 мВ).
Электроны, находящихся напротив анодного участка, будут перетекать в относительно большую катодную область и распределяться там с меньшей плотностью. Процессы на катодном участке. Отрицательные заряды, находящиеся выше катодной области, притягивают ионы Н+ из электролита, в результате чего происходит следующая катодная электрохимическая реакция восстановления.
В присутствии О2 (главным образом, во внешней среде) также может протекать реакция присоединения электронов - реакция восстановления. Измерение катодного потенциала полуэлемента выполняют тем же способом, что и анодного. Поскольку концентрация катионов в электролите невелика, а труба не содержит высокой концентрации электронов, то потенциал будет менее отрицательным, обычно он составляет от -500 до -600 мВ.
Разность между анодным и катодным потенциалами полуэлементов является движущим потенциалом коррозионного элемента. Анодный потенциал полуэлемента является более отрицательным относительно электролита и относительно катодного потенциала полуэлемента. Следовательно, анод является отрицательным электродом в коррозионном элементе. Хотя катод имеет отрицательный потенциал относительно электролита, он является положительным относительно анода. Следовательно, катод является положительным электродом в коррозионном элементе. Электролитические процессы.
В равновесном состоянии в электролите содержится равное число равномерно распределенных положительных зарядов (валентность катиона) и отрицательных зарядов (валентность аниона). При нарушении такого равновесия под воздействием каких-либо факторов в электролите возбуждаются компенсирующие реакции, направленные на восстановление равновесия. Такие воздействия и реакции имеют свою кинетику, поэтому часто одновременно могут протекать несколько реакций и электролит становится химической жидкостью с определенной динамикой.
Сопротивление поляризации возникает в анодных и катодных участках, оно снижает скорость протекания реакций на этих участках. Энергия реакции окисления (на аноде) должна быть равна энергии реакции восстановления (на катоде), т. к. в обеих реакциях участвуют одни и те же электроны. На аноде в электролит переходят ионы Ре++, а 2 электрона остаются в стали. При повышении концентрации ионов железа Ре++ появляется сопротивление дополнительно образованных ионов железа Ре++, переходящих в раствор. Это — анодное сопротивление поляризации. На катоде ионы Н+ притягиваются к поверхности трубы, захватывая электроны и образуя Н2. Молекулярный водород обладает тенденцией абсорбции на катоде с образованием водородной пленки с высоким сопротивлением. Эта пленка создает барьер на пути дополнительных ионов Н,+ пытающихся достичь поверхности трубы. Водородная пленка с высоким сопротивлением — это катодное сопротивление поляризации.
Деполяризация — это любой фактор воздействия среды, который снижает или ограничивает сопротивление поляризации на аноде или катоде. Типичными примерами являются такие гидравлические/механические факторы, как высокая скорость и эрозия за счет твердых частиц, уносимых потоком. Однако многие химические реакции в электролите также приводят к деполяризации анода или катода. Анодная деполяризация происходит, когда отрицательно заряженные анионы притягиваются к положительно заряженной зоне электролита, возникающей в результате первичной реакции окисления, при которой образуются ионы Ре++. Вторичные химические реакции между ионами Ре++ и различными анионами приведены ниже.
Физико-химические свойства нефтей месторождений, особенности проявления осложняющих факторов
Нефти месторождений Узень и Жетыбай относятся к группе малосернистых, смолистых, высокопарафинистых, метанового типа [48, 49]. Содержание парафина в них колеблется в зависимости от горизонтов в пределах 19,2...29,4 %, смол — 9,7... 16,3 %, асфальтенов —- 0,83...3,58 %, т. е. асфальто-смоло-парафиновые компоненты составляют 30...40 %. Это обусловило ряд специфических характеристик этих нефтей: высокую температуру застывания (30...35 С), повышенную вязкость, наличие структурно- механических свойств, способность образовывать стойкие водонефтяные эмульсии и т. д. Физико-химическая характеристика нефтей месторождения Узень и Жетыбай представлены в табл. 3.1, 3.2.
Необходимо отметить, что характеристики нефтей различных горизонтов месторождения Узень отличаются незначительно. Для Жетыбая наблюдается закономерность изменения свойств нефтей по разрезу, - с увеличением глубины залегания пластов снижается вязкость и плотность, увеличивается выход светлых фракций, уменьшается содержание асфальто-смолистых веществ.
В процессе разработки месторождений наблюдалось изменение свойств нефтей в соответствии с термодинамическими условиями залежей. Так, для месторождения Узень, первоначальный упругий режим разработки сменился режимом разгазирования. Далее, - водонапорным режимом, при котором ведется разработка уже более 10 лет. Это обусловило своеобразные изменения физико- химических свойств нефтей [50].
Вызванный снижением пластового давления ниже давления насыщения, режим растворенного газа наиболее интенсивно проявился в присводовых зонах залежей, где пластовое давление снизилось более, чем на 2,5 МПа, относительно начального, и постепенно распространился на периферийные области, охватив около 30% объема залежей ХШ-ХУШ горизонтов. В промысловой практике пластовое разгазирование фиксировалось резким (в среднем трехкратным) увеличением рабочих газовых факторов. После активизации закачки воды, восстановления пластового давления и прогрессирующего обводнения залежей, начали проявлять себя другие процессы, обуславливавшие изменение свойств пластовых флюидов. В процессе заводнения залежей, за счет перехода части газа из нефти в закаченную воду, уменьшилось газосодержание пластовой нефти и, следовательно, давление насыщения (Рнас).
Лабораторными исследованиями доказано, что обводнение нефти на 60%, приводит к снижению газосодержания на 5-6 м3/т (на 10 % [51]), и, соответственно, Рнас. С учетом выработанности запасов, характера и величины текущей обводненности добываемой нефти было определено снижение Рнас. по каждой залежи, составившее около 3%. Исходя из этого, получены средние по горизонтам значения Рнас., а остальные параметры нефти определены по экспериментальным графикам зависимости свойств нефтей от давления в начальный период эксплуатации залежей (табл.3.3.). Физико-химическая характеристика нефтей месторождения Узень.
Текущая характеристика нефтей разрабатываемых горизонтов в сравнении с первоначальной свидетельствует о существенных изменениях параметров: на 17-20% снизилось Рнас., газосодержание, на 10% увеличилась вязкость пластовой нефти, на 2-3% повысилась плотность. При изучении свойств нефти Узенского месторождения особое внимание уделялось определению содержания в ней высокомолекулярных парафиновых углеводородов и определению температуры насыщения нефти парафином (Тнас). Данные анализов большого числа проб имеют хорошую сходимость и позволяют однозначно и с достаточной точностью характеризовать нефть месторождения Узень по содержанию парафина, - в среднем 20,5% на начало разработки. Лабораторными исследованиями была установлена прямая зависимость между увеличением плотности нефти и ростом относительного содержания парафина. Отмечено также его изменение во времени. Минимальное содержание имело место в 1970-71 годы (рис. З.1.), т.е. в период интенсивного развития режима растворенного газа, и объясняется не выпадением парафина в осадок, а обогащением добываемой нефти на отдельных участках легкими углеводородами, соответственным снижением ее плотности и, следовательно, уменьшением относительного содержания парафина. По мере увеличения объемов нагнетания более интенсивно происходил процесс метаморфизации нефти, наряду с другими изменениями увеличивший плотность и относительное содержание парафина, которое в настоящее время составляет в среднем 22% по месторождению. Температура насыщения нефти парафином «Тнас.», определяемая как «температура начала кристаллизации» («начала образования кристаллов») парафина в нефти, также изменяется для указанных месторождений, как по разрезу, так и в пределах одного горизонта. Как показали лабораторные исследования, «Тнас.» является одним из трудноопределимых параметров пластовой нефти. Трудность определения этого параметра вызвана тем, что начало кристаллизации парафина проходит с выделением из нефти чрезвычайно мелких кристалликов наиболее высокоплавкой и незначительной по содержанию фракции парафина [52,53,54]. В начале разработки месторождений «Тнас.» определялась шестью различными методами, расхождения между параллельно выполненными определениями составляли 5-12С.
Исследование механизма отложений неорганических солей
Исследованию механизма отложения малорастворимых неорганических соединений на поверхности нефтепромыслового оборудования посвящены работы многих исследователей [108-111]. Прежде всего, необходимо отметить, что процесс отложения неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании является частным случаем массовой кристаллизации труднорастворимых солей из их пересыщенных в определенных термодинамических условиях растворов.
Механизм этого явления можно охарактеризовать на основе представлений о массовой кристаллизации, изложенных в трудах Е.В.Хамского и представить совокупностью следующих основных факторов: 1 .Пересыщение попутнодобываемых вод, 2.3ародышеобразование, 3. Рост кристаллов, 4. Перекристаллизация. Последние три процесса могут протекать либо одновременно, либо по очереди. Единственным общим для всех случаев движущим фактором кристаллизации солей является пересыщение вод неорганическими солями. Весь ход фазового превращения в решающей степени определяется областью существования пересыщенного раствора.
Концентрации водных растворов в большинстве исследованных скважин соответствовали первой зоне метастабильных состояний. При этом возможно лишь гетерогенное зародышеобразование, а увеличение скорости движения потока может повышать интенсивность осадконакопления за счет активизации массообменных процессов.
Наличие или отсутствие на поверхности оборудования адсорбционного слоя не оказывает существенного влияния на механизм солеотложений. В первой зоне метастабильных состояний зарождение кристаллов происходит непосредственно на поверхности металла или адсорбционного слоя, или на поверхностях механических примесей и коллоидных частиц, имеющихся в попутно-добываемой воде.
Нередко попутно-добываемые воды содержат значительный избыток солей и находятся во второй зоне метастабильных состояний. В таких водах возможно спонтанное гомогенное зародышеобразование, но лишь через определенный период времени, называемый индукционным. Повышенная каталитическая активность поверхностей раздела фаз (металл, адсорбционные слои) может и в этой области пересыщения способствовать преимущественному зарождению кристаллов на поверхности оборудования.
Резкое повышение степени турбулизации потока увеличивает вероятность зарождения кристаллов в объеме потока. При этом солевые частицы могут выноситься из скважин газожидкостным потоком. Если частицы солей образовались в объеме потока, то, как показали лабораторные исследования, значительная часть их выносится потоком независимо от наличия нефтяных компонентов в системе.
Таким образом, в условиях добывающих скважин возможны и гомогенный, и гетерогенный механизмы солеотложений, причем второй, как правило, преобладает над первым. Весьма существенное влияние на процессы роста кристаллических веществ оказывают примеси, - небольшие добавки инородных веществ, присутствующих в растворе или на поверхности.
Термодинамически, примесь смещает точку равновесия между кристаллическим веществом и раствором. Примесь, содержащаяся в растворе в больших количествах, меняет в общем случае состав, строение и количество, образующихся в растворе сольватных комплексов, что в свою очередь приводит к изменению скорости роста кристаллов, связанному с изменением характера и скорости кинематических процессов.
Кинематически, действие примесей складывается из влияния на процессы переноса в объеме и на явления кристаллизации на поверхности. Наиболее сильное действие примеси оказывают на процессы кристаллизации на поверхности. В основе этого действия, - адсорбция примесей на активных участках поверхности. Заметные концентрации примесей могут изменять состав и структуру поверхностного адсорбционного слоя, увеличить или уменьшить скорость кристаллизации, что в частности используется при ингибировании отложений неорганических солей при добыче нефти, термальных вод, при осуществлении различных теплообменных процессов. Более подробно совместное осаждение органических и неорганических компонентов попутных вод рассматривается в Главе 6.
В работах [112,113] приведены результаты исследований кинетики кристаллизации карбоната кальция и сульфата кальция и бария, отложения которых в основном встречаются в нефтепромысловом оборудовании. В результате этих исследований установлено, что скорость кристаллизации солей пропорциональна количеству растущих граней и концентрации пересыщенного раствора до определенных пределов. Затем наблюдается вторичная зависимость скорости роста кристаллов, как правило, - замедление роста, связанная с поверхностными явлениями, такими как, адсорбция, поверхностная диффузия или дегидратация ионов в решетке [112,113].
Особое внимание в работах [114,115] уделено изучению механизма образования солевой корки на поверхности оборудования. В результате исследований, установлено, что в качестве подложки отложений могут выступать нефтяные пленки, на которых лежат на наиболее развитой грани мелкие кристаллы солей с хорошо выраженными кристаллографическими формами. Их форма и положение свидетельствуют о том, что они образовались в объеме жидкости, а затем прилипли к пленке. Подтверждение о влиянии активных органических компонентов нефти на процесс кристаллизации солей приведены в работах [112,116], где установлено, что активные органические соединения являются осадителями различных ионов, присутствующих в попутном газе.
