К оглавлению

УДК 622.276(470.13)

Образование сероводорода при разработке нефтяных залежей

Л.М. РУЗИН, Л.В. КОНОВАЛОВА (ПечорНИПИнефть), А.В. ПЕТУХОВ (Ухт. ИИ)

Усинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему южную оконечность Колвинского мегавала, и представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. Промышленные залежи нефти выявлены в известняках пермо-карбона, в серпуховских и фаменских отложениях, а также в песчаниках живетского яруса. Пермо-карбоновая залежь разрабатывается с 1977 г. на естественном режиме. Нефть тяжелая, высоковязкая (в пластовых условиях =0,942 г/см³,=710 мПа*с), высокосернистая (2,1 %), высокосмолистая. Газосодержание пластовой нефти 22,4 м³/т. Продуктивны сильнотрещиноватые, пористо-кавернозные (иногда закарстованные) известняки, залегающие на глубинах 1100-1450 м. Залежь массивного типа, имеет активную гидродинамическую связь с подошвенными пластовыми водами. Проницаемость коллекторов по керну - (30-40)*10^-3 мкм², по гидродинамическим исследованиям - 10 мкм².

С целью повышения нефтеотдачи в 1982 г. на опытно-промышленном участке, расположенном в присводовой части залежи, начаты работы по закачке в пласт теплоносителя. Параметры теплоносителя на устье нагнетательных скважин: температура 250-270 °С, давление 4-8 МПа, средний темп нагнетания в одну скважину 350 т/сут.

На стадии разведки и начальной стадии разработки месторождения не отмечалось наличие сероводорода в нефтяном газе.

Однако в последнее время в нефтяном газе и воде, добываемых из пермо-карбоновой залежи, наблюдается рост концентрации H₂S. За период с 1982 по 1986 г. содержание сероводорода в газе, выделяющемся на первой ступени сепарации нефти (ДНС), увеличилось с 14 до 358 мг/м³ (0,001 до 0,025 %).

Для выявления масштабности сероводородного заражения были проведены комплексные исследования состава газа по скважинам на различных участках залежи. Установлено, что значительное количество обследованных скважин в своей продукции содержит сероводород и по ряду скважин концентрация его высокая (рисунок). Присутствие H₂S установлено как в скважинах участка с естественным режимом, так и на участке ПТВ. Причем содержание H₂S в газе, добываемом из скв. 2610, 2611, расположенных на участке естественного режима, высокое. Эти скважины находятся в зонах повышенной трещиноватости карбонатного массива пермо-карбоновой залежи [1].

В настоящее время представляется важным выяснение природы образования сероводорода на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Возможные причины образования сероводорода следующие: разложение сераорганических соединений нефти при термическом воздействии на пласт; бактериальная редукция сульфатов в результате деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий; поступление H₂S из нижележащей сульфатной толщи серпуховского надгоризонта по зонам повышенной трещиноватости или затрубному пространству скважин, пробуренных на нижележащую залежь нефти в девонских отложениях.

В процессе разведки месторождения выявлена высокая концентрация сероводорода в пластовых водах серпуховского надгоризонта визейского яруса (до 800 мг/л), представленного мощной (до 200 м) толщей ангидрита с прослоями глинистых известняков и доломитов и залегающего на глубинах 1600-1750 м, т. е. на 150-200 м ниже пермо-карбоновой залежи. Что касается биогенного сероводорода, то, по-видимому, проникновение в пласт сульфат-восстанавливающих бактерий могло произойти с промывочными жидкостями при бурении или в период создания оторочки легкой нефти Усинского месторождения, зараженной СВБ, при проведении опытных работ на участке ПТВ.

Для изучения закономерностей термического разложения сераорганических соединений и прогнозирования концентрации сероводорода при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи в ПечорНИПИнефти проведены экспериментальные исследования на модели пласта. Модель представляет собой трубу диаметром 50 мм и длиной 300 мм, заполненную дробленой породой Усинского месторождения. В начале эксперимента модель заполнялась пластовой водой, которая затем вытеснялась нефтью изучаемого месторождения до появления безводной продукции на выходе из модели. Для исследований взята газонасыщенная нефть пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, не содержащая H₂S в газе однократного разгазирования при пластовой температуре 23 °С. Таким образом, в ходе эксперимента почти полностью моделировались пластовые условия. Исследования проводились в интервале температур 100-250 °С по следующей методике.

После заполнения пластовыми жидкостями модель нагревалась до заданной температуры. Начальное давление (14- 15 МПа) устанавливалось путем отбора некоторого количества жидкостей из модели в процессе ее нагрева. Затем производился отбор пластовых жидкостей за счет их упругого и термического расширения при снижении давления в модели с 15 МПа до атмосферного. В процессе отбора замерялось количество выделяющегося нефтяного газа.

Газ, отобранный во всем интервале давлений, подвергался хроматографическим исследованиям. Результаты приведены в таблице. Установлено, что в интервале температур 200-250 °С происходят качественные изменения физико-химических свойств пластовой системы, сопровождающиеся генерацией значительных количеств газа в пласте с одновременным изменением его состава: увеличением концентраций сероводорода, двуокиси углерода при снижении суммы предельных УВ. При 200-250 °С в газе отмечается появление непредельных УВ.

Образование двуокиси углерода связано с окислительными процессами, происходящими в пласте, и с разложением карбонатной породы. Концентрация двуокиси углерода указывает на интенсивность данных процессов и может быть использована при определении косвенным путем температурного режима пласта.

Как отмечено выше, с увеличением температуры возрастает и содержание сероводорода в выделяющемся газе. Особенно резкий рост происходит при температурах свыше 200 °С При 250 °С концентрация H₂S достигает значительных величин (до 1 %). Ранее установлено, что нефть пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по структурно-групповому составу сераорганических соединений относится к тиофеновому типу [2]. Однако низкокипящий дистиллят (до 200 °С) представлен большей частью насыщенными сульфидами [3].

Образование сероводорода и сераорганических соединений нефтей (исходных и промежуточных) может быть следствием следующих процессов.

1. В результате взаимодействия серы с УВ парафинового ряда появляются сера-содержащие соединения (меркаптаны и др.), способные при термическом разложении выделять сероводород.

2. Термическое разложение сульфидов, меркаптанов и других сераорганических соединений. В присутствии карбонатной породы процессы термического разложения интенсифицируются.

3. Химическое восстановление сульфатов пластовых вод органическими веществами происходит в условиях высоких температур. При пластовом давлении около 15 МПа данный процесс может протекать при 150 °С (С.М. Григорьев, 1954 г.).

4. Термическое разложение сульфидов, содержащихся в карбонатных породах Усинского месторождения. В ПечорНИПИнефти намечены дополнительные исследования по уточнению механизма газообразования и условий образования сероводорода при термическом воздействии на пласт. Но уже на основании имеющихся данных можно сделать вывод, что при тепловом воздействии на пласт пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения следует ожидать появления значительных количеств сероводорода в добываемой продукции в зонах пласта с температурой свыше 200 °С.

Наличие H₂S в продукции скважин, удаленных на большое расстояние от участка ПТВ и расположенных в зонах повышенной трещиноватости и разуплотнения, объясняется прорывом по этим зонам пластовых подошвенных вод, содержащих H₂S. Сероводород здесь имеет не техногенную, а миграционную природу. При изучении шлифов и керна по всему разрезу пермо-карбоновой залежи, а также в карбонатных породах нижнего карбона установлена вторичная пиритизация известняков (в основном по трещинам, стилолитовым швам и кавернам, а также в дисперсно-рассеянной форме вдоль микротрещин), что свидетельствует о миграции H₂S из сульфатно-карбонатной толщи серпуховского надгоризонта в вышележащий карбонатный резервуар, вмещающий пермо-карбоновую залежь, в периоды активного роста и последующей тектонической активизации Усинской складки. Мигрирующий сероводород мог сохраниться в подошвенных водах в зонах повышенной трещиноватости, являющихся основными путями его миграции. Таким образом, в процессе дальнейшей эксплуатации залежи и снижения пластового давления возможен рост содержания H₂S и в продукции скважин участков естественного режима за счет прорыва пластовых подошвенных вод, содержащих H₂S, по субвертикальным трещинным зонам. Поэтому при проектировании обустройства месторождения для разработки на естественном режиме и с применением теплового воздействия на пласт должны быть предусмотрены мероприятия, связанные с охраной труда и нейтрализацией вредного влияния сероводорода.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Коновалов Д.В., Петухов А.В. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей - важнейший резерв повышения эффективности их разработки // Геология нефти и газа,- 1986,- № 7.- С. 15-19.

2. Сераорганические соединения и углеводороды дистиллята 360-410 °С тяжелой усинской нефти / Л.Д. Мельникова, Н.К. Ляпина, Е.С. Бродский, Л.П. Карманова // Нефтехимия.- 1981,- Т. XXI.- № 1.- С. 149-155.

3. Сераорганические соединения и углеводороды дистиллята 65-200 °С усинской нефти // Л.П. Карманова, Н.К. Ляпина, Л.Л. Фролова и др. // Нефтехимия.- 1985.- Т. XXV.- № 1.- С. 115-121.

Таблица

Температура, °С	Состав газа, %
	H2S	СО2
100	0,033	0,89	91,20	Отсутствует
150	0,057	4,77	89,09	»
200	0,068	8,57	85,07	0,01
250	0,974	16,62	74,68	0,99

Рисунок Схема распространения сероводорода по площади пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения:

1 - зоны тектонического разуплотнения; скважины: 2 - с сероводородом в попутном газе (в числителе - номер скважины, в знаменателе содержание H₂S в мг/м³), 3 - с сероводородом в попутных водах, 4 - с интенсивной пиритизацией известняков (по керну), 5- пробуренные с провалами бурового инструмента в карбонатной толще нижней перми-карбона, 6 - в которых H₂S не обнаружен; ПТВ - опытно-промышленный участок паротеплового воздействия; Е₁, Е₂ - участки, на которых планируется провести опытные работы по влажному внутрипластовому горению