Обеспечение промышленной безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья на основе идентификации межколонных проявлений (на примере астрах

Для исследования наиболее сложных и разнообразных по составу жидких органических проб из МКП скважин предложен комплекс, включающий общие методы анализа по показателям: плотность; фракционный состав; содержание сероводородной и общей серы, парафинов, асфальтенов, смол и др. и углубленные исследования.

Основой идентификации жидких органических межколонных проявлений являются результаты хроматографического анализа нефракционированных проб, позволяющие получить сведения о содержании насыщенных углеводородов, имеющих широкий диапазон температур кипения. По результатам экспериментальных исследований, исходя из характеристики концентрационного распределения нормальных алканов, сформированы критерии идентификации.

Сравнительный анализ хроматограмм позволяет выявить идентичность изменений в составе отдельных индивидуальных компонентов и произвести классификацию флюидов (рисунки 1, 2). При необходимости можно использовать и метод «отпечатков пальцев» с учетом характеристик и сведений о реагентах, применяемых в различных технологических операциях при бурении и эксплуатации скважин.

В ходе исследований отмечено, что фактический компонентный состав межколонных флюидов значительно зависит от ряда факторов. Существенные количественные изменения состава могут происходить при прохождении флюида сквозь поровое пространство среды МКП, при смешении с техническими реагентами, в процессе дегазации при отборе и хранении проб и т.д. Все это затрудняет выявление естественной составляющей флюида и, как следствие, идентификацию источника его поступления.

В работе предложены и апробированы на практике два наиболее информативных коррелятива, рассчитываемые по результатам хроматографического анализа геохимическим коэффициентам К1, К2. Коэффициенты представляют собой отношение суммарного содержания нормальных алканов
С12 – С14 к сумме н-алканов С14 – С19 и отношение сумм более высокомолекулярных нормальных углеводородов С14 С19 и С19 – С23:

,

Интерпретация графиков, построенных в координатах коэффициентов К1К2, основана на следующем принципе: примесь в нефти нарушает естественное концентрационное распределение нормальных углеводородов, и, как следствие, изменяется закономерное расположение индивидуальных точек, соответствующих геохимическим коэффициентам в координатах К1 и К2 (рисунок 3).

Рисунок 3 График в координатах геохимических коэффициентов К1–К2

По результатам анализа графической зависимости, построенной в координатах геохимических коэффициентов, полученные результаты корректируются, а также осуществляется контроль динамики химического состава флюидов в процессе эксплуатации скважин.

Таким образом, рассмотренный выше комплекс методов идентификации межколонных флюидов позволяет детализировать их компонентный состав, систематизировать флюиды по типам и установить возможный источник их проявления с целью последующего планирования работ по его ликвидации. Годовой экономический эффект от внедрения разработанного комплекса составляет 3 424 295,00 руб.

В третьей главе приведены результаты систематизации межколонных флюидов по результатам исследований.

В рамках работы сформирован банк результатов физико-химических исследований межколонных флюидов, содержащий также информацию об условиях отбора проб, что помогает правильно интерпретировать полученные данные. В совокупности с результатами исследований состава добываемой пластовой газожидкостной смеси, данными о технологических операциях, выполняемых на скважинах, и другими он представляет собой справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, используемый в настоящее время в качестве обязательной основы проводимого производственно-экологического мониторинга за техническим состоянием подземного оборудования. Хранение имеющейся и вновь получаемой информации осуществляется в электронном виде с применением современной клиент-серверной технологии.

Справочно-информационный комплекс защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Свидетельство об официальной регистрации № 2004620109 от 29.04.2004 г.). Востребованность информации, содержащейся в базе данных, подтверждена «Актами об использовании базы данных» отделами и службами ООО «Астраханьгазпром».

Приступая к классификации межколонных флюидов, необходимо сразу отметить, и об этом уже сказано выше, что межколонное пространство скважин, заполненное цементным тампонажным камнем, остаточным количеством использованных ранее химических реагентов, являясь узким и сверхдлинным, практически капиллярным, объемом, способствует гравитационному расслоению компонентов флюида, их химически неоднородному распределению по вертикали. Кроме того, высокоагрессивный пластовый флюид способен взаимодействовать с металлом обсадных колонн скважин в присутствии воды с образованием свободного водорода.

Вследствие вышесказанного, отсутствие сероводорода в пробах из межколонных и затрубных пространств не может трактоваться однозначно. По литературным данным сероводород способен образовывать с ингибитором коррозии коррозионно-агрессивный комплекс. На практике действительно наблюдается занижение концентрации ингибитора коррозии в присутствии сероводорода. Таким образом, даже при наличии миграции кислой пластовой смеси в межколонное и затрубное пространство скважины сероводород в пробах длительное время может быть не зафиксирован. Тем не менее, в отдельных случаях относительное постоянство состава проб может указывать на существование длительно истекающего постоянного устьевого перетока.

По результатам статистического анализа накопленного фактического материала, исходя из характера и природы межколонных флюидов, разработана следующая их условная классификация:

1. Водно-органические флюиды;

2. Органические жидкие флюиды4

3. Газовые проявления.

В процессе исследований установлено, что каждый из обозначенных химических типов флюидов, в свою очередь, может иметь несколько подтипов, идентифицированных по индивидуальному компонентному составу.

I тип водно-органические флюиды сложного состава наиболее распространенный тип межколонных проявлений (~ 68 %) и, в свою очередь, представлен двумя основными подтипами, различающимися по плотности и концентрации ионов водорода:

I подтип высокоминерализованные воды, характеризующиеся относительной плотностью выше 1,1 и значениями рН в диапазоне 11…14 единиц, высокими значениями щелочности, значительным содержанием ионов калия и сульфат-ионов, что, возможно, является следствием влияния на их состав отложений кунгурской соленосной толщи, расположенной выше по разрезу.

II подтип слабоминерализованные воды с плотностью ниже 1,1 и значениями рН в диапазоне 8…11 единиц, схожие по составу с пробами, отобранными из эксплуатационных скважин (пластовыми водами или их смесями с конденсационными и техногенными).

II тип органические жидкие флюиды (~ 22 %) наиболее разнообразны по своему происхождению и компонентному составу. Использование разработанного методического подхода позволяет классифицировать их следующим образом:

1. Первая группа нефти филипповского горизонта. При наличии характерных признаков в молекулярном составе могут различаться по физико-химическим характеристикам.
2. Вторая группа техногенные нефти, использованные на различных стадиях строительства и эксплуатации скважин, в том числе, при бурении.
3. Третья группа высокопарафинистые нефти вскрытой толщи. По данным газожидкостной хроматографии (ГЖХ) на хроматограммах этих проб наблюдается большой нафтеновый «горб».
4. Четвертая группа флюиды, идентифицированные как раствор ингибитора коррозии в дизельном топливе (или метаноле) по принципу сравнения хроматограмм реальных проб, модельных растворов ингибитора коррозии и чистого дизельного топлива.

Количество подгрупп, определенных в каждой из представленных выше групп, и их характерные особенности по данным ГЖХ представлены в таблице 1.

Использование геохимических коэффициентов-коррелятивов подтверждает представленную выше классификацию жидких органических флюидов по данным физико-химических анализов и ГЖХ. График в координатах К1К2 для проб нефтей филипповского горизонта представляет собой так называемый «коридор» из точек, распределенных по нему в зависимости от плотности и компонентного состава нефти (рисунок 3). В начале «коридора» сконцентрированы точки, соответствующие более тяжелым нефтям 2 и 3 подгрупп; точки, соответствующие нефтям 1 подгруппы, смещены в пределах «коридора».

Таблица 1 Критерии идентификации жидких органических

межколонных флюидов по данным газожидкостной

хроматографии

		I группа		II группа		III группа		IV группа
		Нефти филипповского горизонта		Техногенные нефти		Парафинистые нефти		Раствор ингибитора коррозии в дизельном топливе (метаноле)
		Количество подгрупп и характерные особенности
1	2		3	1	2	1	2
max н-С11, н-С12	max н-С15		max н-С17	max н-С13, н-С15, н-С21	max н-С17 н-С18	max н-С13, н-С15, н-С17, н-С21	резкий спад концентраций углеводородов начиная с н-С23H48