Магистерская работа: Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

При проектировании и разработке нефтегазовых месторождений существенную роль играет изучение распространения и состава подземных вод для решения задач и условий разбуривания, подсчета запасов, определения ресурсов для заводнения, контроля за заводнением и обводненностью залежей; прогнозирования техногенных гидрохимических процессов и утилизации промстоков. Это связано с тем, что подземные воды являются практически обязательным компонентом месторождений углеводородов.

Многообразие факторов, определяющих закономерности формирования и изменения состава вод вообще и в пределах контура нефтегазоносности в частности требуют тщательного и глубокого анализа.

В разрезе месторождения выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделенных кунгурской толщей.

Ближе к поверхности земли в надсолевой толще распространены аллювиальные водоносные пласты, содержащие слабосоленую и пресную воду, которые могут иметь промышленное значение.

Исходя из приведенных данных, в целом по KT-I пластовые воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 111,6-140г/л. Водородный показатель рН изменяется в пределах 6,2-6,7, плотность 1,08-1,1г/см3. Дебиты воды от 1,08м3/сут при Нср.дин=1524м в скв 1 до 46,08м3/сут при Нср.дин=981м3/сут в скв.5. По КТ-П пластовые воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 68,9-97,Ог/л, рН изменяется в пределах 6,7-7,1, плотность 1,04-1,06г/см3. Дебиты воды от 0,32м3/сут при Нср.дин = 1773м до 1,93м3/сут при Нср.дин =1294м3/сут.

Для питьевого водоснабжения возможна эксплуатация месторождения пресных вод, а для технического водоснабжения при бурении скважин и для целей ППД -солоноватые воды альб-сеноманского горизонта. Запасы оценены в количестве 55,289тыс.м3/сут по категории С.

В нижнем меле на глубине 153-240м статические уровни подземной воды с минерализацией 1,8-3,Зг/л установлены на уровне 14-65м ниже поверхности земли. Дебиты составляют до 120м3/сут при понижении на 20-45м. Температура 12-14°С. Водовмещающими являются рыхлые пески альбского яруса мощностью 143-195м.

Вода соответствует ГОСТу 2874-74 "Вода питьевая" за исключением концентраций железа и марганца. Запасы этого месторождения разделяются по трем участкам водозабора и составляют для северного участка - 54000м3/сут (А+В), для центрального участка -64800м3/сут (Ci) и для южного участка - 77760м3/сут (А+В).

Однако в связи с широкой распространенностью альб-сеноманских водоносных толщин реально возможны водоисточники ближе к промыслу, для чего требуется детальная разведка и утверждение разведанных запасов.

В основном в приконтактной зоне водонасыщенные породы имеют не слишком хорошие фильтрационные свойства, что затрудняет активизацию упруговодонапорного режима.

Нефтегазовая залежь представлена поровыми и порово-трещинными коллекторами. Плотность пластовой воды в пластовых условиях 1,060г/см3, вязкость воды в пластовых условиях 0,4мПас, температура 36-46°С. Для КТ-П ВНК равен 3300м, плотность воды в пластовых условиях 1,043г/см3, температура 61-74°С. Вода обладает высокой коррозионной активностью и агрессивна к бетону и цементу.

Пласты содержат воды с предельным газонасыщением. Коэффициент насыщения воды газом определен в пределах 0.85. Растворимость газов в природных условиях зависит от температуры, давления и минерализации вод. Генетическим первоисточником углеводородных газов является рассеянное органическое вещество пород и содержащихся в них флюидов.

Высокое поисковое значение растворенных в воде газов подтверждено тем, что почти везде региональное развитие в водах углеводородных газов указывало на промышленные скопления нефти и горючих газов. Исходя из табличных данных, водорастворенные газы по составу относятся к метаново-азотно-угл скислому типу: метан - 67,58-84,58%, азот - 1,59-27,05%, углекислый газ 0,29-3,71%. Сероводород обнаружен во всех скважинах .

Для оценки запасов нефти и газа приняты значения, полученные в результате анализа глубинной пробы, корректированные по сепарационному тесту: плотность нефти - 0,8164 г/см3, газовый фактор - 176 м3/т, объемный коэффициент - 1,36, динамическая вязкость - 0,5 мПа*с.

Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03. Упругость паров нефти по Рейду равна 319 мм рт.ст., качество нефти по этому параметру соответствует ГОСТ 9956-79 на сдаваемую нефть.

Бензиновые фракции Чинаревской нефти малосернистые, а также характеризуются низким октановым числом, но ввиду высокого содержания нафтеновых УВ, могут быть рекомендованы в качестве сырья для производства высооктановых автомобильных бензинов или ароматических УВ.

Керосиновые дистилляты пригодны для производства качественных реактивных типов. Наличие невысокого содержания меркаптанов, т.е. не выше норм требований ГОСТа, потребует включения в состав комплексной схемы переработки процесса демеркаптанизации или гидроочистки.

Фракции дизельного топлива Чинаревской нефти пригодны для производства качественного зимнего дизтоплива прямым фракционированием, но для получения дизельных топлив стандартного качества летней марки потребуется использование процесса гидроочистки.

Остатки атмосферной перегонки Чинаревской нефти пригодны для использования в качестве топочного мазута марки М100 или его компонентов.

Базовые масла, полученные из остатка выше 3500С, пригодны для использования при производстве высокоиндексных масел.

Состав нефтяных газов характеризуется значительным содержанием пропано-бутановых фракций, что, несомненно, говорит о высокой теплотворной способности нефтяного газа и его ценности как сырья для получения сжиженного углеводородного газа (СУГ). Однако высокое содержание сероводорода затрудняет задачу получения качественного углеводородного топлива в виде сжиженного пропана, бутана и их смесей. Поэтому в проекте предлагается усовершенствовать процессы осушки и, особенно, очистки нефтяных газов от сероводорода.

Таблица 1.4 Состав пластового флюида

1.2.2 Физико-химические свойства и состав углеводородного сырья Тепловского месторождения

ЗАПАДНО-ТЕПЛОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтегазоконденсатное - расположено в Западно-Казахстанской области, в 25 км к северо-западу от города Уральск (Прикаспийская нефтегазоносная провинция <#"888334.files/image003.gif">

Рисунок 1.0 - Равновесные параметры гидратообразования в стволе гипотетической скважины

Как видно, ниже кривой равновесия, в присутствии свободной влаги работа скважин будет осуществляться в гидратном режиме. Зная, равновесные параметры гидратообразования конкретной скважины можно прогнозировать возникновение гидратных пробок, и соответственно разрабатывать мероприятия по их предупреждению и ликвидации.

В испытанных объектах артинской залежи дебиты газа с конденсатом составляют от 81,8 (скв. 53) до 265,1 (скв. 43) тыс.м3/сут. Давления на устье от 24 до 26 МПа. Предполагается, что при таких технологических характеристиках работа скважин на начальном этапе будет осуществляться в безгидратном режиме. Расчеты показывают о возможности образования гидратов в системах сбора и подготовки газа.

Один из наиболее эффективных и широко применяемых в промысловой практике методов предупреждения и борьбы с гидратами - это ввод ингибитора гидратообразования в поток газа. Этот метод рекомендуется для предупреждения и ликвидации гидратных отложений в шлейфах, в коллекторных линиях.

В качестве ингибитора гидратообразования рекомендуется метанол, который активно предупреждает и разлагает образовавшийся гидрат, не выпадает в осадок, полностью сгорает при сжигании фракции, не образуя токсичных продуктов горения. К преимуществам метанола также относятся низкая вязкость, возможность регенерации, сравнительно невысокая цена и очень низкая температура замерзания.

Технология ввода метанола предусматривает как периодическую закачку реагента, так и постоянное дозирование. Технологии постоянного и периодического ингибирования шлейфов практически одинаково эффективны и могут быть взаимозаменяемы.

На месторождении планируется применение метода полного сайклинг-процесса, т.е. осуществление возврата добытого газа в пласт путём закачки в газовую шапку залежи. Кислый газ будет подвергаться осушке. Осушка кислого газа от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.

При обратной закачке газа в пласт особых осложнений не предполагается, но в случае нарушения режима работы установки по подготовке газа для стабилизации работы скважин предусмотрена система дозирования ингибитора в поток газа.

Технические решения по защите от коррозии технологического оборудования

Технологическая среда характеризуются значительным содержанием коррозионно-активных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны и углекислота.

Пластовая газожидкостная смесь месторождения Тепловское состоит из углеводородов (73,15-83,09 % об.), в т. ч. H2S - 0,82 % , меркаптанов (RHS) - (0,2) % и СО2 - 1,5% (таблица 3.14.2).

В условиях сепарации, водная фаза обогащается агрессивными компонентами, такими как H2S и меркаптаны, вследствие чего в этих условиях агрессивность водной фазы значительно повышается.

Наличие в пластовой воде сульфатов и хлорид-ионов (таблица 3.14.3) позволяет предположить высокую агрессивность продукции скважин месторождения Тепловское.

Таблица 1.6 - Содержание агрессивных компонентов в рабочих средах

Таблица 1.7 - Физико-химический состав пластовых вод

Учитывая высокую агрессивность рабочих сред, необходимо разработать комплекс мероприятий по защите технологического оборудования от коррозии.

Рекомендации по защите от коррозии эксплуатационных колонн и НКТ добывающих скважин.

Добывающие скважины месторождения по интенсивности общей и локальной коррозии могут быть квалифицированы как скважины, эксплуатирующиеся в среде со средней коррозионной активностью. Поэтому обсадные колонны и НКТ действующих скважин требуют применения дополнительных средств защиты от коррозии.

Серьезной проблемой добычи нефти и газа является значительное количество аварий, связанных с потерей герметичности обсадных колон. Коррозия наружной поверхности обсадных колонн может быть предотвращена путем полного подъема цементного раствора в заколонном пространстве.

Защита от коррозии обсадных колонн может быть осуществлена спуском труб из коррозионно-стойкой стали или труб с защитным покрытием.

Выбор материала производится с учетом агрессивности рабочих сред, а также прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных параметров. В частности, по механическим свойствам твердость материалов для обсадных колонн и НКТ должна соответствовать рекомендуемой твердости по Роквеллу - 22 (HRC), что эквивалентно твердости по Викерсу (Hv) - 248.

К применению могут быть рекомендованы обсадные и насосно-компрессорные трубы из низколегированных сталей марок J-55, К-55, С-75-11, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному растрескиванию в среде, содержащей сероводород. В частности, обсадные трубы колонн добывающих скважин могут быть выполнены из стали 09ГС, устойчивой в сероводородной среде.

На основании лабораторных и промысловых исследований, проведенных институтом КазНИПИнефть в 1983-1986 гг.[1], установлено, что заполнение затрубного пространства скважин вязко-упругим составом (0,3-1,0 % водный раствор ПАА, формалин и синтетическая водорастворимая смола марки СФ-282, ГР, ГРС, ТДС-10 и др.) при среднем соотношении компонентов 100:2:1 - обеспечивает 85-95 % защиту внутренней поверхности эксплуатационной колонны и внешней поверхности НКТ от коррозии. Эффект защиты связан с образованием на поверхности металла малопроницаемой защитной пленки.

Технология применения способа заключается в заполнении свежеприготовленного ВУС в межтрубное пространство скважины без давления, затем она закрывается на сутки для структурного уплотнения состава, после чего скважина запускается в эксплуатацию. Это позволяет значительно снизить коррозию обсадных колонн и наружной поверхности НКТ.

Для защиты от коррозии внутренней поверхности НКТ добывающих скважин рекомендуется применение НКТ с внутренним защитным (эмалевым) покрытием.

В опытном порядке, рекомендуется применение НКТ из алюминиевых сплавов (Д-16Т и др.), которые обладают большей коррозионной стойкостью, чем стальные НКТ.

Химические реагенты.

Химические реагенты - материалы, необходимые для обеспечения нормального ведения технологического процесса.

На КПК применяются хим. реагенты (ингибитор коррозии, дисперсант, метанол, ДЭГ, ТЭГ).

Требования к применяемым хим. реагентам определяются нормативными документами РК.

Промышленное применение реагентов осуществляется при наличии паспорта, сертификата качества, результатов лабораторных анализов по определению эффективности данного реагента, акта о проведении опытно-промышленных испытаний и сертификата соответствия.

В Приложении 5 представлены Сертификаты и характеристики вспомогательных материалов.

1.3 Текущее состояние разработки и условия возникновения осложнений при сборе и подготовке скважинной продукции

.3.1 Мероприятия по предупреждению и ликвидации гидратообразований

В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В газе КНГКМ влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1.77 г/м3; КИО - 1.96 г/м3. Поэтому при разработке таких месторождений, в стволе скважин, в системе сбора и транспорта газоконденсатной смеси, а также на установках подготовки газа и в трубопроводах дальнего транспорта, при определенных термодинамических условий образуются газовые гидраты.

На месторождении Карачаганак образованию гидратов способствуют наличие в составе газа сероводорода (3.82%) и углекислого газа (6.57%). Так, сероводород может образовать гидрат при давлении всего 0.86 МПа при температуре 21.1°С. При добыче природного газа на Карачаганакском НГКМ образуются смешанные гидраты типа C3H8*2СН4*17Н2О и C3H8*2Н2S*17Н2О, т.е. малые полости в решетке структуры II занимает газ, самостоятельно образующий гидраты структуры I.