1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Ильмовского месторождения

В геологическом строении Ильмовского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, залегающие на эродированной поверхности кристаллического фундамента. Общая толщина осадочного чехла составляет 1900-2018 метров.

Нефтевмещающими породами на месторождении являются терригенные отложения бобриковского горизонта, карбонатные отложения верейского горизонта и турнейского яруса.

Согласно структурной карте по отражающему горизонту «У» территория месторождения приурочена к Ульяновскому валу-структуре, и представляет собой моноклинальное погружение слоев с востока на запад.

Вверх по разрезу по нижне- и среднекаменноугольным и пермским отложениям отмечается принципиальное совпадение структурных планов, которые имеют дифференциацию по отложениям турнейского яруса.

Месторождение открыто в 1961 году, введено в эксплуатацию в 1977 году. Со времени предыдущей проектной работы на месторождении пробурена глубокая скважина 2235. Общий пробуренный фонд скважин на месторождении на 1.01.2000 года составил 79 скважин. На территории месторождения за период с 1943 по 1999 год проведены различные по своим целям и содержанию геолого-технические мероприятия: структурно-геологическая съемка, структурное бурение, сейсморазведочные работы, глубокое бурение поиково-разведочных и эксплуатационных скважин. Во всех разведочных и эксплуатационных скважинах в продуктивных интервалах проводился отбор керна, по всему пробуренному фонду проводились геофизические и промысловые исследования с целью детального изучения продуктивных пластов. Эти исследования позволили уточнить представления о геологическом строении продуктивных горизонтов и залежей нефти, приуроченных к ним. Нефтевмещающие породы выявлены в продуктивных пластах верейского горизонта среднего карбона; бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона. Вновь пробуренная поисковая скважина 2235 выявила залежь нефти в отложениях верейского горизонта на Балуевском поднятии. Все залежи контролируются локальными поднятиями третьего порядка, объединенными в районе скважины 553 единой стратоизогипсой. Пласты-коллекторы верейского, бобриковского и турнейского возраста не имеют повсеместного распространения. На части площади месторождения они замещены плотными породами. В этой связи залежи нефти имеют как пластово-сводовое, так и пластово-сводовое частично литологически экранированное строение. Контуры нефтеносности проведены в основном по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтеносного прослоя по результатам ГИС и в соответствии с результатами опробования.

Залежь нефти в отложениях бобриковского возраста, имеющая наибольшую площадь нефтеносности, приурочена к структуре, имеющей вид брахиантиклинальной складки северо-восточного направления. Эксплуатационное разбуривание месторождения начато в 1977 году именно с этого участка. Залежь нефти относится к пластово-сводовым частично литологически ограниченным залежам. Водонефтяной контакт на залежи установлен по ГИС в трех скважинах № 3009, 3031, 3012.

Наиболее высокое гипсометрическое положение имеют продуктивные отложения на Ильмовском поднятии, т.е. происходит достаточно резкое падение слоев с северо-востока на юго-запад. Таким образом, на Ильмовском месторождении структурные формы карбона и перми совпадают в плане. Залежи нефти, приуроченные к отложениям нижнего и среднего карбона, контролируются локальными поднятиями. Контуры нефтеносности по залежи проведены по данным ГИС и соответствуют гипсометрическому ВНК или подошве нижнего нефтеносного прослоя.

Характеристика толщин пластов Ильмовского месторождения приведена в таблице 1.1.

Карбонатные пласты-коллекторы выделяются в отложениях верейского и турнейского возрастов. Все они отличаются высокой неоднородностью, как по площади, так и по разрезу залежей, приуроченных к ним. Основными флюидопроводящими источниками в карбонатных породах служат микро- и макротрещины. Так, в отложениях верейского горизонта выделяется до четырех пластов-коллекторов в различных скважинах от Свр-1 до Свр-5(снизу вверх). Пласт Свр-1 чаще всего заменен плотными породами. Пласты-коллекторы сложены известняками толщиной 5,3 метра, переслаивающимися с плотными глинистыми аргиллитами. Коэффициент песчанистости, определенный в нефтеносной части разреза, равен 0,323, коэффициент расчлененности – 5. Покрышкой и подстилающими породами для нефтяных пластов верейского горизонта являются одновозрастные аргиллиты толщиной от 1 до 5 метров. Подстилают залежи плотные аргиллиты верейского горизонта.

Карбонатные породы турнейского яруса по своему строению характеризуются литофациальными особенностями. Вся толща турнейского яруса подразделяется на четыре пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упинскому и малевскому горизонтам. В виду наличия трещиноватости, выдержанной плотной непроницаемой перемычки между ними не существует, поэтому строение залежей считается массивным.

Характеристика толщин пластов Ильмовского месторождения представлена в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Характеристика толщин пластов Ильмовского месторождения

Толщина горизонта	Наименование	Зона горизонта
		нефть	вода	в целом
1	2	3	4	5
Общая	Среднее значение, м	19,3	0	19,0
	Коэффициент вариации	0,016	0	0,026
	Интервал изменения, м	19-19,6	0	18,4-19,6
Нефтена- сыщенная	Среднее значение, м	5,3	0	5,3
	Коэффициент вариации	0,358	0	0,358
	Интервал изменения, м	3,4-7,2	0	3,4-7,2
Эффектив- ная	Среднее значение, м	5,3	0	5,3
	Коэффициент вариации	0,358	0	0,358
	Интервал изменения, м	3,4-7,2	0	3,4-7,2
Бобриковский горизонт
Общая	Среднее значение, м	7,9	11,2	8,2
	Коэффициент вариации	0,317	0,252	0,327
	Интервал изменения, м	1,4-11,4	8-14,2	1,4-14,2
Нефтена- сыщенная	Среднее значение, м	7,3	8,4	7,4
	Коэффициент вариации	0,303	0,261	0,301
	Интервал изменения, м	1,4-11	6,2-12	1,4-12
Эффектив- ная	Среднее значение, м	7,3	9,8	7,6
	Коэффициент вариации	0,303	0,222	0,304
	Интервал изменения, м	1,4-11	7,8-13	1,4-13,2
Турнейский ярус
Общая	Среднее значение, м	0	15,7	15,7
	Коэффициент вариации	0	0,0	0,0
	Интервал изменения, м	0	15,7	15,7
Нефтена- сыщенная	Среднее значение, м	0	8,0	8,0
	Коэффициент вариации	0	0	0
	Интервал изменения, м	0	8,0	8,0
Эффектив- ная	Среднее значение, м	0	20,8	20,8
	Коэффициент вариации	0	0	0
	Интервал изменения, м	0	20,8	20,8

1.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных горизонтов

Флюидосодержащими породами на месторождении являются терригенные коллекторы нижнего карбона и карбонатные коллекторы нижнего и среднего карбона.

К терригенным коллекторам нижнего карбона относятся отложения бобриковского возраста, представленные пластом коллектором С₁бр-1³. Пласт развит не повсеместно, в некоторых частях площади замещен на плотные породы: глины и глинистые алевролиты. Пласт-коллектор представлен кварцевыми тонкозернистыми песчаниками. Песчаники характеризуются пористостью 26,2%, нефтенасыщенностью 85,6% и проницаемостью 0,542 мкм². Значения коллекторских свойств, определенные по керну и ГИС различаются незначительно. Это, возможно, объяснить тем, что вынос керна по месторождению составляет в среднем по нефтеносной части 56%, а определениями по ГИС охвачена вся площадь продуктивного разреза. Значения коллекторских свойств и нефтенасыщенности приведены в таблице 1.2.

Пласт-коллектор С₁бр-1³ хорошо коррелируется по всему фонду скважин практически монолитной единой пачкой толщиной 3,4 метра. Коэффициент песчанистости равен 0,940, коэффициент расчлененности - 2,349. Покрышкой для залежей пласта С₁бр-1³ служат глины яснополянского возраста толщиной 4 метра. Подстилают пласт-коллектор глины малиновского горизонта толщиной 2 метра, которые являются покрышкой для залежей нефти турнейского яруса.

Таблица 1.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности Ильмовского месторождения

Метод исследования	Наименование	К, мкм2	m, %	S, %
Бобриковский горизонт
Геофизические исследования	Количество скважин	2	2	2
	Количество определений	9	9	9
	Среднее значение	0,147	16,1	77,5
	Коэффициент вариации	0,844	0,141	0,080
Лабораторные исследования	Количество скважин	2	4	-
	Количество определений	2	13	-
	Среднее значение	0,7945	23,2	-
	Коэффициент вариации	0,7168	0,1367	-
Турнейский ярус
Геофизические исследования	Количество скважин	56	56	56
	Количество определений	196	196	196
	Среднее значение	0,542	26,2	85,6
	Коэффициент вариации	0,495	0,102	0,82
Лабораторные исследования	Количество скважин	1	1	1
	Количество определений	12	12	12
	Среднее значение	0,079	15,2	72,9
	Коэффициент вариации	0,858	0,195	0,7

В таблицу 1.3 занесены статистические показатели неоднородности горизонтов Ильмовского месторождения.

Таблица 1.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов Ильмовского месторождения

Коэффициент песчанистости			Коэффициент расчлененности
Кол-во скважин	Среднее значение	Коэф. вариации	Кол-во скважин	Среднее значение	Коэф. вариации
Верейский горизонт
2	0,323	0,374	2	5,0	0,538
Бобриковский горизонт
43	0,94	0,102	43	2,349	0,342
Турнейский горизонт
1	0,513	0,0	1	9,0	0,0

Таким образом, нефтевмещающие коллекторы на Ильмовском месторождении представлены песчаниками и известняками. Песчаники представлены в основном группой средне- и высокоемких, средне- и высокопроницаемых коллекторов порового типа. Известняки относятся к классу среднеемких, среднепроницаемых коллекторов трещиноватого типа с высокой послойной неоднородностью. При подсчете запасов нефти в 2000 году нижние пределы коэффициентов песчанистости и нефтенасыщенности приняты следующими: для верейского горизонта 7,8% и 44% соответственно, для турнейского яруса 10,0% и 48% соответственно, для бобриковского горизонта 13,8% и 68% соответственно.

Актуальность проблемы.

В связи с введением в действие требований ГОСТ Р 51858-2002, ограничивающих сдачу товарной нефти с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн-1, актуальной является задача её очистки. Указанная проблема наиболее значима для ОАО «Башнефть» вследствие того, что в систему ОАО «АК «Транснефть» компанией осуществляется сдача порядка 16 млн. тонн в год товарной нефти с концентрацией сероводорода, превышающей нормативные значения. Суммарная доля товарной нефти ОАО «Башнефть» с массовой долей сероводорода более 400 млн-1 составляет порядка 70 % от общего объёма сдаваемой сероводородсодержащей нефти.

Поэтому, учитывая масштабность проблемы, совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода, позволяющих довести её качество до нормативных требований при минимальных затратах, является актуальной

задачей.

Целью работы

Является повышение качества товарной нефти по массовой доле сероводорода путём совершенствования технологий её очистки на промысловых объектах с минимальными затратами.

Удаление сероводорода и меркаптанов из нефти становится с каждым годом всё более и более актуальной задачей. Необходимость очистки нефти от сероводорода и метил- и этилмеркаптанов вызвана несколькими причинами: наличие этих летучих токсичных компонентов создаёт серьезные экологические проблемы, вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и нефтехранилищ, приводит к ускоренному износу оборудования

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие

основные задачи:

1. Анализ существующих методов удаления сероводорода из нефти.

2. Выявление области эффективного применения технологий очистки

нефти от сероводорода на объектах ОАО «Башнефть».

3. Исследование химических методов удаления сероводорода из нефти,

их влияния на показатели качества, определение оптимальных технологиче-

ских параметров процессов.

4. Исследование физических методов очистки нефти от сероводорода,

оптимизация технологических параметров его отдувки в десорбционной ко-

лонне.

5. Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода с

целью повышения её качества и снижения затрат.

.

1.3 Физико-химические свойства нефти и воды

Нефти верейского горизонта являются тяжелыми (плотность нефти в среднем составляет 916,7 кг/м³), высокосернистыми (среднее содержание серы 2,7%), высоковязкими (средняя кинематическая вязкость при 20 ⁰С составляет 166,9 мм²/сек), среднее содержание асфальтенов 9,6%. По данным анализов пластовых проб нефти верейского горизонта имеют газовый фактор 2,1 м³/т; при дифференциальном разгазировании 1,45 м³/т; объемный коэффициент расширения равен 1,0293; плотность сепарированной нефти 893 кг/м³.

Нефти бобриковского горизонта согласно средним значениям физико-химических свойств поверхностных нефтей являются тяжелыми (917,3 кг/м³), высокосернистыми (3,3%), парафинистыми (3,3%); высоковязкими (179,2 мм²/сек при 20 ⁰С), среднее содержание асфальтенов 9,1%. По характеристике пластовых проб нефти бобриковского горизонта имеют газовый фактор 8,72 м³/т; объемный коэффициент расширения равен 1,034; плотность пластовой нефти 910,0 кг/м³.

Нефти турнейского яруса относятся к тяжелым нефтям (900,2 кг/м³); высокосернистыми (3,3%), парафинистыми (2,9%); высоковязкими (91,1 мм²/сек при 20 ⁰С), среднее содержание асфальтенов 6,3%. Объемный коэффициент равен 1,0334, плотность пластовой нефти 908,2 кг/м³.

Физико-химические свойства пластовых нефтей Ильмовского месторождения представлены в таблице 1.4.

Физико-химические свойства разгазированной нефти приводятся в таблице 1.5.

Подземные воды Ильмовского месторождения слабосолоноватые, жесткие, относятся к сульфатно-натриевому типу, сульфатной группе, натриевой подгруппе. Физико-химические свойства подземных вод занесены в таблицу 1.6.

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства пластовых нефтей Ильмовского месторождения

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Верейский горизонт
Давление насыщения газом, МПа	3-10	3,53
Газосодержание, м3/т	1,32-3,75	2,1
Газовый фактор, м3/т	1,39-1,49	1,45
Плотность, кг/м3	877-898,8	893
Вязкость, мПа·с	79,9-250	105,3
Объемный коэффициент	1,026-1,037	1,0293
Пластовая температура, 0С	-	25
Бобриковский горизонт
Давление насыщения газом, МПа	1,3-4,8	2,37
Газосодержание, м3/т	6,47-12,82	8,72
Газовый фактор, м3/т	-	-
Плотность, кг/м3	-	926,0
Вязкость, мПа·с	75,2-165,0	113,0
Объемный коэффициент	1,026-1,060	1,034
Пластовая температура, 0С		25
Турнейский ярус
Давление насыщения газом, Мпа	-	3,2
Газосодержание, м3/т	-	5,3
Газовый фактор, м3/т	-	-
Плотность, кг/м3	-	908,2
Вязкость, мПа·с	-	119,64
Объемный коэффициент	1,013-1,041	1,0334
Пластовая температура, 0С		25

Таблица 1.5 - Физико-химические свойства разгазированной нефти

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Верейский горизонт
Вязкость, мПа·с при 20 0С при 50 0С	111,3-217,3 -	166,9 39,7
Температура застывания, 0С	-11 – -18	-15
Содержание, %
Серы	2,3-3,1	2,7
Асфальтенов	9,6-9,7	9,6
Парафинов	3,1-3,2	3,1
Бобриковский горизонт
Вязкость, мПа·с при 20 0С при 50 0С	83,5-368,0 20,1-74,7	179,2 44,0
Температура застывания, 0С	-18 – -30	-20
Содержание, %
Серы	2,7-3,7	3,1
Смол силикагелевых	-	14,2
Асфальтенов	5,7-14,0	9,1
Парафинов	3,0-3,7	3,3
Турнейский ярус
Вязкость, мПа·с при 20 0С при 50 0С	64,2-125,2 18,7-29,4	91,1 25
Температура застывания, 0С	-14- -18	-17
Содержание, %
Серы	2,9-3,8	3,3
Асфальтенов	4,5-10,2	6,3
Парафинов	2,8-3,5	2,9

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства подземных вод Ильмовского месторождения

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Верейский горизонт
Газосодержание, м3/т	0,08-0,11	0,095
Сероводород, м3/т	-	-
Объемный коэффициент	-	1,0001
Вязкость, мПа·с	-	1,64
Минерализация, г/л	-	189,35
Плотность, кг/м3	-	1124,4
Бобриковский горизонт
Газосодержание, м3/т	0,09-0,20	0,145
Сероводород, м3/т	-	-
Объемный коэффициент	-	1,0002
Вязкость, мПа·с	-	1,39
Минерализация, г/л	208,2-241,2	231,03
Плотность, кг/м3	-	1147,6
Турнейский ярус
Газосодержание, м3/т	0,15-0,25	0,20
Сероводород, м3/т	-	-
Объемный коэффициент	-	1,0007
Вязкость, мПа·с	1,329-1,678	1,504
Минерализация, г/л	205,1-233,4	219,26
Плотность, кг/м3	-	1138,3

1.4 Состав и свойства попутного нефтяного газа

Компонентный состав попутного нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование	При однократном разгазировании		Пластовая нефть
	газ	нефть
1	2	3	4
Верейский горизонт
Сероводород	0,08	-	-
Углекислый газ	0,09	-	-
Азот + редкие	35,43	-	0,09
Метан	7,46	0,02	0,02
Этан	10,42	0,03	0,05
Пропан	25,47	0,42	0,53
Изобутан	5,36	0,22	0,25
Н-бутан	9,05	0,71	0,77
Изопентан	3,31	0,68	0,71
Н-пентан	2,17	0,62	0,63
С6+высшие	1,16	97,30	96,95
С7+высшие	-	-	-
Плотность, кг/м3	1,339	916,7	893,0
Бобриковский горизонт
Сероводород	0,29	-	0,05
Углекислый газ	2,39	-	0,04
Азот + редкие	44,69	-	0,51
Метан	14,9	-	0,16
Этан	16,56	0,07	0,4
Пропан	12,16	0,41	0,81
Изобутан	1,73	0,20	0,25
Н-бутан	3,46	0,67	0,72
Изопентан	1,84	0,66	0,57
Н-пентан	0,87	0,58	0,57
С6+высшие	1,11	97,41	95,92
С7+высшие	-	-	-
Плотность, кг/м3	1,104	917,3	926
Турнейский ярус
Сероводород	0,43	-	0,01
Углекислый газ	3,33	-	0,02
Азот + редкие	25,68	-	0,12
Метан	11,26	-	0,04
Этан	26,06	0,15	0,25
Пропан	20,80	0,66	0,72
Изобутан	2,52	0,32	0,24
Н-бутан	5,73	1,08	0,76
Изопентан	1,92	1,13	0,63
Н-пентан	1,31	1,20	0,66
С6+высшие	0,98	95,46	96,55
С7+высшие	-	-	-
Плотность, кг/м3	1,226	900,2	908,0

1.5 Динамика сбора и использования попутного нефтяного газа, содержащего сероводород

По объединению «Башнефть» в разработке находится около 123 нефтяных месторождения, площадей и горизонтов. Наиболее крупным является Ташлыкульское месторождение, которое эксплуатируют 7 нефтегазодобывающих управлений. На этом месторождении сосредоточено 79,4% ресурсов газа от общих по управлению «Бшнефтегазпереработка», в добыча газа составляет 81,4% от общей добычи. В управлении «Бшнефтегазпереработка» имеются более 2300 км газопроводов, 23 компрессорных станций, 2 установки сероочистки, 1 установка осушки.

В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются герметизированные системы сбора и транспорта нефти, газа, воды. Как правило, продукция скважин под устьевым давлением направляется на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), где происходит отделение нефтяного газа от жидкости и поочередное определения дебита жидкости по каждой подключенной скважине. Затем нефть, газ и вода снова смешиваются и направляются в сборный коллектор. При необходимости на участках сбора строятся дожимные насосные станции (ДНС), где, как правило, устанавливаются сепараторы, в которых происходит отделение нефти от газа. Отсепарированный на ДНС газ поступает в газопровод и далее на газоперерабатывающий завод, а частично дегазированная нефть с ДНС направляется на прием насосов и затем, по нефтепроводу, в товарный парк (ТП), где происходит дальнейшая сепарация нефти.

Газ 1,2 ступеней сепарации после осушки поступает на прием компрессоров и затем в напорный газопровод и на газоперерабатывающий завод.

Динамика добычи и использования попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода приведена в таблице 1.8.

.Таблица 1.8 - Добыча и использование попутного нефтяного газа

Года	Ресурсы газа, тыс. м3	Добыча газа, тыс. м3	Потери газа, тыс. м3	% использования газа
2001	114552	80098	34454	69,9
2002	123202	91342	318600	74,1
2003	115854	86612	29242	74,8
2004	92138	67033	25105	72,8
2005	75263	50016	25247	66,4
2006	89951	63843	26108	71,0
2007	98964	71619	27345	72,4
2008	94982	69554	25428	73,2
2009	70948	44899	26049	63,3
2010	98909	71901	27008	72,7
2011	105565	78447	27118	74,3

Управлением «Башнефтегазпереработка» собрано и использовано 748,819 млн. м³ газа, что на 6,546 млн. м³ больше прошлого года при увеличении ресурсов газа на 6,656 млн. м³. Сверхплановая добыча газа составила 95,819 млн. м³.

Из всего объема добытого газа подано на переработку 596,069 млн. м³ газа, что на 46,684 млн. м³ больше прошлогоднего и не 66,096 млн. м³ больше запланированного. Использовано как топливо коммунально-бытовыми объектами 17,834 млн. м³ газа.

Предприятиями акционерного общества «Башнефть» на производственно-технологические нужды использовано 126,416 млн.м³ нефтяного газа. Технологические потери при сборе и транспорте нефтяного газа составили 8,5 млн. м³.

Процент использования газа является качественной характеристикой работы по сбору и использованию ресурсов попутного нефтяного газа. Общий процент использования газа по управлению увеличился на 1,6%. Некоторое увеличение процента использования газа на некоторых месторождениях объясняется улучшением технологии сбора и транспорта газа, освоением в эксплуатации новых пунктов сепарации, улучшением условий использования газа на отдельных объектах подготовки газа.

Использование газа с высоким содержанием сероводорода осуществляется подачей его в Саны на установку сероочистки в объеме 26,073 млн. м³ газа.

Нефтяной газ, извлекаемый вместе с нефтью из угленосных горизонтов Ташлыкульского, Копей-Кубовского, и мелких месторождений содержит 5 – 6% масс сероводорода, и поэтому его невозможно использовать без предварительной очистки по известным причинам (токсичность и коррозийность).

В настоящее время из-за необустроенности газопроводами на 46 мелких отдаленных месторождениях газ сжигается на факелах. Затраты на строительство газопроводов на этих месторождениях являются не окупаемыми. Объем безвозвратно потерянного (сожженного на факелах) газа составил 31,526 млн. м³, т.е. 4% от ресурсов. Из всего объема потерянного газа 3,471 млн. м³ (11%) девонского, 28,055 млн. м³ (89%) угленосных горизонтов.

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ применяемых методов очистки газа от сероводорода