IX Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся

Старт в науке

Исторические аспекты борьбы с сероводородом при добыче нефти и газа в условиях НГДУ "Чекмагушнефть"

• Авторы
• Руководители
• Файлы работы
• Наградные документы

Ганиева А.Р. 1

---

1ГБПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж

Рахимова Г.М. 1

---

1ГБПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж

Работа в формате PDF

356.7 KB

Автор работы награжден дипломом победителя III степени

Диплом школьникаСвидетельство руководителя

Введение

Значительная часть нефтей российских месторождений характеризуется повышенным содержанием сероводорода. Кроме того, доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом возрастает. Это представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку сероводород вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки.

Наличие сероводорода в продукции добывающих скважин создает несколько проблем для жизнедеятельности нефтегазодобывающих предприятий:

1)загазованность устья скважин, которая затрудняет производство подземного и капитального ремонта скважин;

2)выброс в атмосферу сероводорода через негерметичности скважинного оборудования, емкостей;

3)возникают сложности при подготовке нефти и воды за счет образования сложных соединений сероводорода с железом и нефтепродуктами, которые стимулируют создание устойчивых эмульсионных слоев;

4)коррозия нефтепромыслового оборудования за счет повышения агрессивности жидкости из-за присутствия сероводорода и продуктов его реакции.

Многие годы основной объем нефти в стране добывался с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что непроизвольно привело к заражению их микроорганизмами и активизации микробиологических процессов. В частности, биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминерализованные воды, и зона интенсивного водообмена служит благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород. Биогенный сероводород, образуемый СВБ, влияет на коррозию и электрохимическое поведение стали в пластовой воде.

Кроме разрушений металла сероводород ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону нагнетательных скважин, снижая на 30-40% проницаемость и существенно ухудшая показатели разработки месторождений нефти.

Проблема удаления сероводорода из нефти является наиболее актуальной, поскольку в компаниях с каждым годом увеличивается объем добычи высокосернистой нефти. В настоящее время на объектах добычи и подготовки высокосернистых нефтей внедрены и продолжают внедряться наиболее эффективные технологии очистки нефти, базирующие на использовании химических и физических методов удаления сероводорода из нефти.

Актуальность: Проблема удаления сероводорода из нефти является наиболее актуальной, поскольку в компаниях с каждым годом увеличивается объем добычи высокосернистой нефти.

Цели: изучить влияние сероводорода на процесс добычи нефти и способы его удаления из нефти.

Задачи:

Изучить научную литературу.

Проанализировать способы удаления сероводорода из нефти.

Предложить наиболее эффективные методы борьбы с сероводородом.

Методы:

Анализ

Сравнение

Математические расчеты

2. Основная часть

2.1 Определение содержания сероводорода в продукции нефтегазовых месторождений

Добыча нефти на большинстве нефтяных месторождений осуществляется с искусственным заводнением путем нагнетания в пласт воды. Заводнение нефтяных пластов является общепринятым и эффективным методом разработки месторождений, позволяющим при благоприятных геолого-физических условиях достигать высоких значений коэффициентов извлечения нефти (КИН). Практически, все высокопродуктивные нефтяные месторождения, разрабатываемые АНК «Башнефть» вступили в поздние стадии разработки, когда из-за высокой обводненности продукции процессы добычи нефти существенно осложняются. Осложнения можно условно разделить на две группы:

- связанные с естественными причинами (изначальная повышенная вязкость пластовой нефти, повышенное содержание в пластовой нефти асфальтенов, смол и парафинов, наличие реликтового сероводорода и т.д.);

- связанные с техногенным воздействием (заражение продуктивного пласта сульфатвосстанавливающими бактериями вследствие закачки в пласты через систему ППД пресных и слабоминерализованных вод, недостаточное качество подготовки сточных вод, попадание в систему ППД кислорода, смешение различных по химическому составу вод и т.д.).

Значительное число разрабатываемых нефтяных месторождений Башкортостана содержат пластовый сероводород в той или иной степени, в некоторых НГДУ фонд скважин, осложненных этим газом, доходит до 55% общего числа добывающих и нагнетательных скважин. Для безопасной и эффективной эксплуатации таких месторождений необходима комплексная работа, состоящая из следующих звеньев:

обеспечение предприятия приборами определения содержания сероводорода в воде, газе и нефти непосредственно в зоне отбора пробы;

использование нейтрализаторов сероводорода для защиты персонала бригад КРС, ПРС во время ремонта скважин;

использование нейтрализаторов сероводорода для снижения концентрации Н₂S в товарной нефти до приемлимого уровня при приемно-сдаточных операциях;

снижение количества биогенного сероводорода путем многократной и длительной обработки продуктивных пластов и технологических емкостей бактерицидами.

С 1996 года в НГДУ «Чекмагушнефть» ведется целенаправленная методическая работа по сбору данных по замеру сероводорода на скважинах, УПС и других объектах для оперативного решения четырех вышеперечисленных проблем. Ранее сероводород замерялся как в затрубном пространстве скважин, так и в газовой фазе продукции скважин газоопределителем ГХ-Е. В 1996 году начали использовать прибора АСЖ-01 для определения сероводорода в жидкой фазе продукции скважин.

Анализатор сероводорода в жидкости (АСЖ) предназначен для экспресс-определения концентрации сероводорода при проведении технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти и воды на объектах ОАО «АНК «Башнефть» и оценки эффективности мероприятий по нейтрализации сероводорода по изменению его концентрации.

Анализатор сероводорода в жидкости может быть использован для определения концентрации сероводорода непосредственно на исследуемом объекте в промысловых условиях.

Анализатор сероводорода в жидкости (рисунок 1) состоит из следующих частей:

- пипетка по ГОСТ 29227 вместимостью 2 см³ 1-го класса точности, исполнения 4 (прямая с делением на полный слив);

- трубка соединительная;

- десорбер (допускается использование медицинского шприца по ГОСТ 22967 вместимостью 20-35 см³);

- поршень десорбера;

- трубка газоотводная;

- запорное устройство (клапан, роликовый зажим);

- трубка индикаторная Н₂S – 0,0066 по ТУ 4321-001-16625682-2000;

- аспиратор сильфонный АМ-5М по ТУ 4215-002-00211145-2003 к газоопределителю химическому ГХ-Е;

Р исунок 1 - Принципиальная схема анализатора сероводорода в жидкости

Порядок определения концентрации сероводорода в жидкости с помощью анализатора сероводорода АСЖ состоит в следующем:

Отобрать пробы анализируемой жидкости в герметичные сосуды вместимостью до 1,5 дм³, заполнив их на 2/3 вместимости, плотно закрыть крышкой и оставить на отстой в течение 20 минут.

Подготовить к работе аспиратор в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.

Установить индикаторную трубку с отломанными концами в гнездо аспиратора стрелкой к последнему.

Проверить техническое состояние десорбера и его составных частей.

Произвести расчет ориентировочного объема жидкости для анализа V_пробы, см³, исходя из типа индикаторной трубки и ожидаемой концентрации сероводорода по формуле:

, (1)

где С_экв – эквивалентная масса сероводорода, соответствующая предельному значению индикаторной трубки, мг (определяется по таблице 1);

С_Н2S– ожидаемая массовая концентрация сероводорода, мг/дм³.

Если прогнозное значение индикаторной трубки 2000 ррm, которому по таблице 1 соответствует С_экв- 0,3 мг, ожидаемая массовая концентрация сероводорода 300 мг/дм³, то

.

Для индикаторной трубки типа Н₂S – 0,0066соответственноС_экв= 0,1 мг, тогда

.

Таким образом, объемы разгазированных проб жидкости не должны превышать соответственно 1 см³ и 0,3 см³ для указанных трубок.

Таблица 1 - Перевод показаний индикаторных трубок по сероводороду в массовые

При больших концентрациях сероводорода допускается последовательное соединение нескольких индикаторных трубок или объем анализируемой пробы должен быть уменьшен (минимальный объем пробы - не менее 0,2 - 0,3 см³).

В нижнем положении пипетки (см. рисунок 1, поз. «б») и закрытом зажиме 6 набрать в пипетку расчетный объем анализируемой жидкости. По делению пипетки уточнить объем анализируемой жидкости.

В том же положении пипетки произвести забор жидкости для разбавления (керосин – при определении концентрации сероводорода в нефти и других углеводородах, дистиллированная вода – при определении концентрации сероводорода в воде) в количестве 4 - 5 см³, и довести поршень десорбера до верхнего положения.

Подсоединить аспиратор с индикаторной трубкой к газоотводной трубке, открыть зажим 6 и при верхнем положении пипетки (см. рисунок 1, поз. «а») произвести барботаж с помощью аспиратора до прекращения окрашивания индикаторной трубки.

Массовая концентрация сероводорода в жидкости С_H2S, мг/дм³,рассчитывается по формуле:

; (2)

где С_экв. - эквивалентная масса сероводорода, соответствующая высоте окрашенного столбика индикатора, мг (определяется по таблице 1);

V_пробы - объем анализируемой пробы жидкости (разгазированной жидкости после барботажа) , см³.

или по формуле

, (3)

где n – показание шкалы индикаторной трубки.

Лаборантами химического анализа НГДУ «Чекмагушнефть» было проверено 1787 скважин. Результаты проанализировала и свела в таблицу 2.

Таблица 2- Распределение содержания сероводорода по скважинамНГДУ "Чекмагушнефть"

Всего скважин с сероводородом 962,что составляет 53,8% от числа проверенных скважин.

Среднее значение содержания сероводорода в жидкости по месторождениям показано на рисунке 2.

Рисунок 2 – Среднее значение концентрации сероводорода в жидкости по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть»

Наиболее загрязненными являются Чермасанское- 274,5 мг/л, Шелкановское – 200,3 мг/л и Карача-Елгинское –185,4 мг/л месторождения.

2.2 Исследования процессов сульфатредукции и биокоррозии

Для внедрения эффективных технологий очистки нефти, базирующие на использовании химических и физических методов удаления сероводорода из нефти необходимо знать причины и условия образования сероводорода и процессов связанных с присутствием сероводорода в добываемых флюидах. Поэтому, исторически сложилось, что ведется контроль, сбор информации и анализ процессов сульфатредукции и биокоррозии.

Проведенный анализ фонда, скважин с содержанием сероводорода за 1975-1979 годы показал, что наблюдается явно выраженная тенденция роста их во времени. За эти 5 лет эксплуатации месторождений отмечено появление ранее незамеченного сероводорода на 4-х месторождениях и концу 1979 года количество месторождений с содержанием сероводорода в добываемой жидкости достигло уже 12 [1,2.3].

Лабораторией группы коррозии ЦНИПР НГДУ «Чекмагушнефть» проводилась целенаправленная работа по изучению распространения сероводорода в пределах каждого месторождения. Собранный фактический материал в этом направлении показал, что основной и единственной причиной появления сероводорода на месторождениях является заражение нефтеносных пластов СВБ.

В 1980-х годах были продолжены исследования с целью более детального изучения процесса размножения и распространения СВБ в водах систем подготовки нефти и закачки сточных вод. С этой целью были обследованы все НСП на содержание СВБ по стадиям технологического процесса. Проведенные исследования позволили определить места наиболее активного развития колонн бактерий в системе подготовки: нефти и сточных вод (табл.3).

Таблица 3 - Распределение колоний СВБ в системе подготовки нефти и воды

Результаты опыта показали, что наблюдалась определенная тенденция к росту количество СВБ во времени. Очевидно, что в процессе подготовки нефти и сточных вод создаются благоприятные условия, способствующие активной жизнедеятельности СВБ (снижается минерализация вод, повышается температура, увеличивается рН среды при использовании щелочных деэмульгаторов и ингибиторов). Поэтому было предложено для подавления жизнедеятельности СВБ и предотвращения дальнейшей зараженности эксплуатируемых пластов обрабатывать бактерицидами (4)

В современных условиях также проводятся исследования по определению бактериальной зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями нефтяных месторождений. Так в 2008 году проведены работы по отбору проб и посеву СВБ в питательные среды. Результаты обследования приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Результаты работ по определению бактериальной зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями нефтяных месторождений НГДУ «Чекмагушнефть»

Результаты посева нефтепромысловых вод на определение зараженности клетками СВБ показали невысокую их зараженность (до 102кл/мл) на месторождениях, что объясняется регулярным применением бактерицида.

Жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловых средах ведет к развитию процесса сульфатредукции и вызывает появление и рост концентрации сероводорода и инициирование локального разрушения трубопроводов и оборудования. В связи с этим, необходима обработка нефтепромысловых вод бактерицидами, чтобы избежать развития интенсивной биокоррозии [4,5,6,].

2.3 Применение бактерицидов

Как известно, СВБ могут находиться в двух состояниях: планктонном (свободно-плавающие бактерии в потоке жидкости) и адгезированном (колонии бактерий, прикрепленные к поверхности оборудования). Адгезированные бактерии и являются причиной биокоррозии.

Прикрепляясь на поверхность металла, СВБ образуют вокруг себя защитную полисахаридную пленку, под которой происходит интенсивный рост численности колоний. В результате своей жизнедеятельности СВБ вырабатывают сероводород, который активно начинает проникать вглубь металла, приводя к сульфидному растрескиванию и появлению каверн в месте дислокации колоний СВБ.

В связи с этим лабораторные исследования на подавление адгезированных колоний СВБ бактерицидами просто необходимы.

Целью испытаний является определение минимальной концентраций бактерицидов для полного подавления адгезированных СВБ.

В НГДУ «Чекмагушнефть» в еще в 1978 году с целью определения эффективности бактерицидного и защитного действия реагента ЛПЭ-1 начали проводиться его испытания (табл.5).

Таблица 5 - Бактерицидная активность реагента ЛПЭ-1

При концентрации 100 мг/л реагента ЛПЭ-1 степень защиты от сероводородной коррозии (содержание сероводорода 200 мг/л) составляла 36%.

С целью определения эффективности бактерицидного и защитного действия реагента ЛПЭ-1 в промышленных условиях на основании полученных данных в лаборатории испытание реагента ЛПЭ-1 проводилось согласно рабочей программе в НСП «Телепаново». Эффективность реагента оценивалась путем сопоставления результатов, полученных до и после применения реагента по следующим параметрам: изменение содержания сероводорода, ионов сульфатов, СВБ и их активности, коррозийной активности сточных вод. Обработке подвергали сточную воду, направленную на КНС-15. В период испытания дозировку реагента производили при помощи агрегата ЦА-320 и дозировочного насоса ДГ-321,6/25 в следующей последовательности: для подавления биоценоза в призабойной зоне нагнетательных скважин в течение суток подавали ударную дозу реагента в количестве 700 мг/л, затем в течение трех суток дозировали реагент в концентрации 80 мг/л. После закачки ударной зоны в обрабатываемые скважины их остановили для увеличения времени контакта реагента и призабойной зоны пласта. Через 10 дней в течение 3,5 часов закачивали воду, содержащую ударную дозу реагента 700 мг/л в эти же скважины, после чего они были закрыты. Через сутки скважины открыли на само излив и в воде определяли содержание сероводорода, сульфат-ионов и СВБ).

В результате исследований выявили, чтоЛПЭ-1, применяемый по данной технологии, показал бактерицидный эффект. После обработки воды реагентом снизилось содержание СВБ в 10-100 раз. Максимальное содержание сероводорода до обработки реагентом приходится на объем 36-40 м³ изливающейся жидкости, а после обработки содержание сероводорода резко падает. До закачки реагента максимальное содержание сульфатов приходилось на объем 30-58 м³, а после закачки максимум сдвигается на объем 9-45 м³ изливающейся воды.

В НГДУ «Чекмагушнефть» отработана и применяется периодическая обработка системы ППД бактерицидом (комплексно-цикловая технология). Она является более эффективной и менее трудоемкой. Бактерицид дозируется на прием насосов КНС с помощью цементировочного агрегата. Закачка идет в определенной последовательности и закачиваемые количества реагента более значительны. Дозировка составляет 1-3 кг/м³. Высокая ударная доза бактерицида устанавливается с учетом его разбавления в продуктивном пласте.

Методика расчета и технологии закачки была разработана в 1997 году. Периодичность обработок на каждом объекте была установлена 2-3 раза в год, содержание бактерицида в закачиваемой воде 0,3% и длительность воздействия -1 сутки.

Пример расчета потребного количества реагента для бактериальной обработки через КНС-6 (Юсуповская площадь):

Среднесуточная закачка воды по КНС-6 - 5000 м³/сут.

Необходимый расход бактерицида на один цикл составляет (рекомендуется готовить 0.3 % - ные растворы бактерицида в воде).

5000 м³/сут * 3 кг/м³ = 15 м³.

Минимальная производительность агрегата ЦА-320 составляет 10,8 м³/ч.

За 24 часа агрегат может закачать 10,8 м³/ч * 24ч = 260 м³ раствора бактерицида

Объем воды для приготовления раствора бактерицида на один цикл составляет 260 м³ - 15 м³ =245 м³

Таким образом, обобщая опыт предотвращения появления биогенного сероводорода в продукции скважин при поддержании пластового давления путем закачки воды на месторождениях, перспективным направлением решения проблемы остается применение бактерицидов [7,8,9,10].

3. Заключение и выводы

Значительное число разрабатываемых нефтяных месторождений содержат пластовый сероводород в той или иной степени, в некоторых НГДУ фонд скважин, осложненных этим газом, доходит до 55% общего числа добывающих и нагнетательных скважин. Наличие сероводорода в составе пластовой нефти (независимо от его происхождения: первичного - реликтовый сероводород или вторичного - биогенный сероводород) предопределяет ряд серьезных осложнений при добыче нефти, связанных с его высокой коррозионной агрессивностью и токсичностью.

Выводы:

Для безопасной и эффективной эксплуатации таких месторождений необходима комплексная работа, состоящая из следующих звеньев:

-обеспечение предприятия приборами определения содержания сероводорода в воде, газе и нефти непосредственно в зоне отбора пробы;

-использование нейтрализаторов сероводорода для защиты персонала бригад КРС, ПРС во время ремонта скважин;

-использование нейтрализаторов сероводорода для снижения концентрации Н₂S в товарной нефти до приемлимого уровня при приемно-сдаточных операциях;

-снижение количества биогенного сероводорода путем многократной и длительной обработки продуктивных пластов и технологических емкостей бактерицидами.

Обобщая опыт предотвращения появления биогенного сероводорода в продукции скважин при поддержании пластового давления путем закачки воды на месторождениях, перспективным направлением решения проблемы остается применение бактерицидов.

Совместными усилиями ученых и производственников АНК «Башнефть» создана и успешно применяется методика оценки эффективности нейтрализатора сероводорода, применяется анализатор сероводорода в жидкости, позволяющий принимать технологические решения непосредственно в зоне отбора промысловых проб.

Безопасная и эффективная эксплуатация сероводородсодержащих нефтяных месторождений требует значительных финансовых затрат на проведение большого объема замеров по скважинам, трубопроводам и емкостному оборудованию и оптимальному применению существующих нейтрализаторов.

Список литературы

Исследование основных факторов, влияющих на коррозию подземного оборудования и разработка технологии защиты нефтяных скважин на примере Юсуповской площади НГДУ «Чекмагушнефть»: Отчет о НИР / БашНИПИнефть; Руководитель Ш.Г. Гатауллин. – Уфа, 1992.-49 с.

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования: Отчет о НИР / ЦНИПР НГДУ «Чекмагушнефть» ПО «Башнефть»; Руководители В.А.Фролов. – Дюртюли, 1987.-45 с.

Мифтахова Г.М.. Мухамедзянов А.Х., Быковский Н.А. и др. Комплексная подготовка нефтепромысловых сточных вод, зараженных сульфатвосстанавливающими бактериями / Экспресс-информ.Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды .-1988.- №9.- С. 14-17

Лебедев Н.А., Гарейшина А.З.. Т.А. Кузнецова, и др. Перспективы развития микробиологических технологий в 21 веке //Нефтяное хозяйство.-2000.-№5.- С.7-11

Андресон Р.К., Фахретдинов Р.Н., Андресон Б.А. и др. Реагенты для борьбы с сульфатредуцирующими бактериями и нейтрализации сероводорода /Экспресс-информ. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.:ВНИИОЭНГ, 1988.- №1 .- С. 1-5

З.Г.Мурзагильдин, Ф.Д.Шайдуллин, И.З.Денисламов, Ф.М.Фархутдинов Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть» // Нефтепромысловое дело. – 2003. - №3. – С.36-37.

Пантелеева А.Р., Улахович С.В., Тишанкина Р.Ф., Кузнецов А.В. Защита от коррозии реагентами комплексного действия в условиях зараженности нефтепромысловых систем сульфатвосстанавливающими бактериями //Нефтяное хозяйство.- 200.- №8.- С.106-107

Контроль эффективности бактерицидной обработки скважин Юсуповской площади НГДУ «Чекмагушнефть»: Отчет о НИР / БашНИПИнефть; Руководитель З.Г. Мурзагильдин. – Уфа, 1997.-29 с.

Потапов А.Т., Харламова Л.А. Исследование эффективности реагентов-нейтрализаторов сероводорода в буровых раствора //Нефтяное хозяйство 1983.- №6 .- с.20-23

Позднышев Г.Н., Миронов Т.П. и др. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода, М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-172 с.