Технология отделения газа от бурового раствора с последующим отводом насжигание

6.8.1. Очистка отходящих газов отсероводорода

Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.

Если при сжигании газа с наличием сероводорода не могут быть обеспечены усло- вия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населён- ных пунктов не превысит санитарных норм, то при испытании и освоении поисковых и разведочных скважин отходящий на факел газ следует очищать от сероводорода.

К поглотителям сероводорода относятся этаноламины, трикалийфосфат, фено- лят натрия и др. Наиболее эффективны из них этаноламины. Они имеют высокую по- глотительную способность. Очистка отходящих газов от сероводорода на объектах нефтяной и газовой промышленности при помощи этих поглотителей не требует их большого расхода. Большим их преимуществом являются высокая объёмная скорость поглощения и низкая температура замерзания, позволяющая монтировать установки на открытых площадках. Для очистки отходящих газов в технологических установках используют 15-30%-ные водные растворы моно-, ди- и триэтаноламинов.

6.8.2. Сжигание отходящих газов ссероводородом

Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа, если при сжигании газа с наличием сероводорода обеспечены усло- вия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы насе- лённых пунктов или производственных объектов не превысит санитарных норм.

Выход дегазатора должен быть соединён с продувочными отводами, направ- ленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 60 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.

Содержание сероводорода в нефтях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Всю территорию ТПНГП по содержанию сероводорода в пластовых флюидах можно разделить на три группы [10]:

1. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах более 6% объ- ёмных: Баяндыская, Лемвинская, Усть-Лемвинская и Северо-Усть-Лемвинская. Все эти площади расположены на юго-восточной окраине Косью-Роговской впадины. По последним данным к первой группе можно добавить Юрвожскуюструктуру.

2. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах от 6 до 1% объ- ёмных: Верхне-Возейская, Кочмесская, Интинская, Берганты-Мыльская и Ярвожская (Косью-Роговская впадина, кроме её восточной и южнойокраин).

3. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах менее 1% объ- ёмных: Кожимская (южная оконечность Косью-Роговской впадины), Возейская, Усинская, Харьягинская, Северо-Харьягинская, Южно-Харьягинская (южная часть Колвинского мегавала). Такая же сероводородность характерна для площадей Шап- кино-Юрьяхинского вала и примыкающей к нему западной окраине Денисовской впадины, гряды Сорокина, Хорейверской и Верхне-Печорскойвпадины.

В 1998 г. с целью определения содержания сероводорода в добываемой про- дукции в нефтях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Управлением «Эко- логия» ОАО НК «Коми ТЭК» выполнен отбор проб нефти. Отбор проб

осуществлялся аттестованной лабораторией ООО Предприятие «Наука» (г. Усинск), имеющей аккредитацию на определение содержания сероводорода в атмосферном воздухе и добываемой продукции в фазах «нефть», «попутный газ», «пластовая вода». В период исследований было отобрано:

- 46 проб нефти и нефтянойэмульсии;

- 38 проб пластовойводы;

- 86 проб попутногогаза.

Отбор проб производился на 11 месторождениях (17 залежах): Ардалинское; Харьягинское; Верхне-Возейское; Возейское (пермокарбоновая, северная, уфимская, западная среднедевонская и южная залежи); Усинское (пермокарбоновая, среднеде- вонская и фаменская залежи); Сандивейское; Салюкинское; Веякшорское; Баганское; Южно-Баганское; Рогозинское.

Ардалинское месторождение расположено в Ненецком автономном округе. Плот- ность добываемой нефти при 20°С колеблется от 847 до 888 кг/м3, пластовая температура 89°С, температура застывания нефти 11-22°С, температура плавления парафина 49-53°С. После подготовки на Ардалинском месторождении в нефтепровод до Харьягинского тру- бопроводного терминала поступает товарная нефть плотностью 840 кг/м3 с возможным содержанием попутного газа в объёме 0,78-1,59 м3/т. Остаточной воды в потоке не зафик- сировано. В добываемой и транспортируемой нефти сероводород отсутствует. В попутном добываемом газе зафиксирован сероводород в количестве 0,0560 г/м3.

Харьягинское нефтегазовое месторождение расположено в Ненецком автоном- ном округе. Проектом разработки определено шесть объектов эксплуатации. Однако, в настоящее время добыча нефти ведётся на объектах I, IV, V, VI. Объекты II, III не введены в эксплуатацию из-за содержания в продукции скважин значительного коли- чества сероводорода (до 2,5-4,0% мас. в попутном газе). Транспортируемая нефтега- зовая смесь содержит до 130-135 м3/т газа. В связи с высокой температурой застывания нефти, обусловленной значительным содержанием парафиновых углево- дородов, её нагревают перед закачкой в нефтепровод до 40-70°С. В добываемых нефти и попутном газе обнаружено присутствие сероводорода в количестве от 1,32 до 5,48 мг/л и 1,93-3,22 г/м3соответственно.

Верхне-Возейское месторождение расположено в Усинском районе. В добыва- емой нефти обнаружено до 31 мг/л сероводорода, в попутном газе – до 8,41 г/м3. До- бываемый попутный газ осушается и очищается с помощью установки по сероочистке, при сбое которой газ сжигается нафакелах.

Возейское месторождение (пермокарбоновая залежь) расположено в Усинском районе. Плотность добываемой нефти при 20°С составляет 970 кг/м3, вязкость при 20°С – 4 000 МПа · с, температура начала кипения – 109°С. Добываемая нефть содер- жит в своём составе до 4,25 мг/л сероводорода, пластовая вода – 2,36-2,68 мг/л. По- путный газ полностью сжигается на факеле ввиду значительного содержания сероводорода (до 4,67 г/м3).

Возейское месторождение (северная залежь) расположено в Усинском районе. Нефти лёгкие, маловязкие, среднепарафинистые, малосернистые. Добываемая нефть со- держит в своём составе от 1,9 до 10,33 мг/л сероводорода, попутного газа – 2,45-4,57 г/м3.

Возейское месторождение (уфимская залежь) расположено в Усинском районе.

В добываемой продукции уфимской залежи во всех фазах содержится сероводород:

- в газе – 9,81 г/м3;

- в нефти – 13,6мг/л;

- в воде – 68,86мг/л.

Возейское месторождение (западная среднедевонская залежь) расположено в Усинском районе. Аномальными параметрами нефтей является значительное содер- жание парафинов, плюсовая температура застывания (до + 19°С). Нефть западной за- лежи обладает высоким газовым фактором (около 237 м3/т). Добываемая продукция содержит во всех фазах сероводород:

- в газе – 1,48-1,49 г/м3;

- в нефти – 4,78-13,74 мг/л;

- в воде – 1,7-28,97 мг/л.

Возейское месторождение (южная среднедевонская) залежь расположена в Усинском районе. Нефти лёгкие, маловязкие, среднепарафинистые, малосернистые. В добываемой продукции сероводород содержится в пластовой воде в количестве 6,9 мг/л, газе – 0,061 г/м3. В нефтегазоводном потоке, перекачиваемом по нефтепро- воду «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса», сероводород содержится в коли- честве33,4мг/л.Газочищаетсяоткапельнойжидкостиипоступаетвгазопровод

«Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса».

Усинское месторождение (среднедевонская и фаменская залежи) расположено в Усинском районе. Нефти среднедевонской и фаменской залежей совпадают терри- ториально и характеризуются как лёгкие, маловязкие, парафинистые, смолистые, сер- нистые. Добываемая продукция содержит во всех фазахсероводород:

- в газе – 0,018-3,52 г/м3;

- в нефти – 71,4мг/л;

- в воде – 6,9мг/л.

Общее содержание сероводорода в транспортируемой по нефтепроводу про- дукции составляет 132,69 мг/л.

Усинское месторождение (пермокарбоновая залежь) расположено в Усинском районе. Нефти пермокарбоновой залежи относятся к тяжёлым, высокопарафинистым, высокосмолистым, сернистым и высокосернистым. В нефтеводогазовом потоке про- мыслового нефтепровода содержится сероводород в количестве 117,85 мг/л. Газ по- сле сепарации сжигается на факеле, так как содержит значительное количество кислых коррозионно-активных газов, в том числе до 11,05 мг/л сероводорода. В лет- ний период часть газа утилизируется вподогревателях.

Веякошорское месторождение расположено в Усинском районе. Содержание воды в потоке до 6%. Продукция скважин содержит сероводород во всех фазах:

- нефть – 53,6мг/л;

- вода – 12мг/л;

- газ – 5,67 г/м3.

Сандивейское месторождение расположено в Усинском районе. В попутном добываемом газе содержится сероводород, поэтому газ сжигается на факеле. Количе- ство сероводорода в газе составляет 5,67 г/м3.

Салюкинское месторождение расположено в Усинском районе. Содержание воды в добываемом потоке около 12%. Продукция скважин Салюкинского месторож- дения содержит сероводород во всех фазах:

- нефть – до 5,1мг/л;

- газ – 2,3 г/м3;

- вода – 5,44мг/л.

Рогозинское месторождение расположено в Усинском районе. Сероводород в продукции скважин не обнаружен. Добываемый попутный газ используется на соб- ственные нужды в печах подогрева. Добываемая нефть в сыром, неподготовленном виде перекачивается по межпромысловым нефтепроводам, что не позволяет включать поток в магистральный нефтепровод.

В магистральном нефтепроводе газ находится в однофазном состоянии, вода – в связанном состоянии (эмульсия «вода в нефти»), но при содержании, превышающем 10%, возможно выделение воды в свободном виде. Качество попутных вод в трубо- проводе во многом зависит от работы установок предварительного сброса воды на пунктах сбора. Очевидно, что наибольшее количество сероводорода приносят воды пермокарбоновой залежи Возейского месторождения, где его содержание летом 1998 г. составляло 68,86г/м3.

Подготовка нефти до кондиций, установленных для магистрального транспор- та, осуществляется на действующих установках, территориально расположенных на центральном сборном пункте Усинского месторождения – на Головных сооружениях НПС «Уса», куда поступает нефтегазоводная смесь со следующими показателями:

- содержание сероводорода, мг/л – до20;

- заражённость продукции СВБ, кл/мл –102;

- минерализация, г/л –28,6;

- обводнённость, % – до10;

- рН среды –слабокислая;

- температура, °С –25.

Содержание свободной воды зависит от стабильности эмульсии, транспортиру- емой по нефтепроводу.

Содержание сероводорода в добываемой продукции, транспортируемой по межпромысловому нефтепроводу «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса», по- казано в таблице 6.11.

Таблица 6.11 – Структура потока и характеристика НГВС, перекачиваемых по нефтепроводу «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса» (1998г.)

Структура потока и характеристика нефтегазоводосмесей (НГВС) составлены на основе лабораторных исследований проб, отобранных из нефтяных потоков, пере- качиваемых по межпромысловому нефтепроводу. Во всех фазах транспортируемой продукции отмечено присутствие сероводорода.

На Головные сооружения НПС «Уса» поступает смесь эмульсий газонасыщен- ных нефтей, содержащая сероводород в количестве 99,16 г/м3, в том числе в фазах:

- газ – 3,52 г/м3;

- нефть – 26,48мг/л;

- вода – 69,16 мг/л.

Таким образом, наибольшее количество сероводорода обнаружено в фазе

«нефть» следующих месторождений и залежей:

- до 71,4 г/м3 – в тяжёлой высокосмолистой нефти пермокарбоновой залежи Усинскогоместорождения;

- до 53,6 г/м3 – в нефтях средних (по плотности) Салюкинского и Веякошорско- гоместорождений.

Значительное содержание сероводорода в резервуарных парках предполагает активную коррозию крыш резервуаров, а также значительное загрязнение атмосфер- ного воздуха и рабочей зоны предприятий на территории Головных Сооружений НПС«Уса».