2.2 Техника и технология

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Промышленная разработка месторождения Кумколь ведётся с мая 1990 года, поддержание пластового давления-с 1991 года.

В технологической схеме предусмотрено выделение четырёх эксплуатационных объектов.

По территории АО "Харрикейн Кумколь Мунай" ныне «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» за первое полугодие 1998 года составила 994.37 тысяч тонн, добыча жидкости-1157.25тысяч тонн. Накопленная добыча нефти на 01.07.98 года составила 13044.76 тысяч тонн или 27.6% от начальных извлекаемых запасов лицензионной территории. Средний дебит действующих скважин по нефти состовляет 31.03 т/сут, по жидкости-36.11т/сут и соответствует проектному значению.

С начала разработки эксплуатационный фонд скважин Кумколя составил 287, из них около 90% работали фонтанным способом при среднем дебите одной скважины 39.5 т/сут,по жидкости-54.2 т/сут. Из 187 скважин эксплуатационного добывающего фонда 167 скважин составляют действующий добывающий фонд из которых 30 фонтанных, 57 скважин оборудованных ШГН, 74 скважины оборудованы винтовыми насосами, 6 скважин со спущенными ЭЦН и бездействующий добывающий фонд составляет 20 скважин.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Парафиноотложения

Добыча парафинистых нефтей осложняется в связи с парафиноотложениями, которые могут образовываться в призабойной зоне, в подземном оборудовании скважин, линиях системы сбора и подготовки нефти.

Разгазирование нефти считается одним из важных факторов, оказывающих влияние на выпадение парафина из нефти. Нефть, постепенно теряющая газ, становится более тяжелой, вязкость ее увеличивается, а растворяющая способность, по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких углеводородов, имеющих лучшую растворяющую способность.

При движении нефти от забоя к устью происходит снижение температуры нефти. Это вызывается двумя причинами: передача тепла от нефти в окружающие скважину горные породы и охлаждение нефти вследствие выделения газа.

Понижение температуры нефти до температуры насыщения нефти парафином и далее вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллов парафинов.

Проблема выпадения твердых органических отложений в подземном оборудовании на месторождении существует. С целью удаления и предупреждения парафиноотложений применяются:

тепловой метод - обработки горячей нефтью;

механический метод - парафиноочистки скважин с помощью механических скребков.

Для предотвращения выпадения парафина из нефти применяют химические методы, сущность которых заключается в применении специальных реагентов. Использование реагентов, так называемых ингибиторов парафиноотложений, имеет то преимущество, что позволяет решать проблему с отложениями на всем пути движения добываемой продукции от скважины до перерабатывающего завода.

Действие ингибитора может осуществляться несколькими путями:

- ингибиторы парафинов образуют на поверхности металла защитные гидрофильные пленки поверхностно-активных веществ. Они не оказывают растворяющего или диспергирующего действия на парафины. Их действие основано на создании поверхности, препятствующей прилипанию кристаллов парафина и образованию плотных отложений. Благодаря этому выделяющийся из нефти парафин, даже в случае его осаждения, легко смывается потоком нефти.

- ингибиторы осуществляют воздействие на процесс кристаллизации парафина, заключающееся в образовании химической оболочки из реагента вокруг мелких частиц парафина. Снижается способность частиц парафина прилипать друг к другу и к поверхности оборудования. Парафин находится во взвешенном состоянии и уносится потоком нефти.

В последнее время в мировой практике добычи нефти для борьбы с отложениями парафина на поверхности лифтовых труб и труб нефтесборных нашло широкое применение использование метода магнитно-индукционной обработки (МИОН). В качестве магнитных индукторов используются малогабаритные высокоградиентные постоянные магниты из сплава неодим-железо-бор. Срок сохраняемости параметров МИОНов до 10 лет.

Отложение неорганических солей

В последнее время в ряде скважин месторождения Кумколь (территория Тургай-Петролеум) зафиксированы случаи обнаружения в подземном оборудовании отложения твердых труднорастворимых солей.

Химический состав вод представлен в таблице 2.7.

Таблица 2.7.

Химический анализ состава отложений

Место Отбора	Солевой состав, %
	ВаSO4	SiO2 песок	CaSO4	CaCO3	MgCO3	Fe общ.	Нефть
Узел учета нефти ЗАО “ТургайПетролеум”	76.0	13.7	3.6	2.9	-	0.8	3.0
Скважина 3081	23.3	2.2	-	68.0	3.5	-	3.0

Также в этой таблице приведены данные по химическому составу сточных вод с УПСВ и альбсеноманской воды с водозаборной скважины используемых в системе поддержания пластового давления на месторождении.

Как следует из химического состава приведенного в таблице 2.4 пластовые, и сточные воды относятся к хлоркальциевому типу, практически бессульфатные, но с высоким содержанием ионов бария и стронция до 190 мг/л и 760 мг/л соответственно и с содержанием бикорбанат-иона до 430 мг/л. Альбсеноманская вода относится к сульфат-натриевому типу с содержанием сульфат-ионов до 500 мг/л и гидрокарбонат-иона до 140 мг/л. Основным условием отложений неорганических солей является образование перенасыщенных растворов попутнодобываемой воды. Конкретными причинами отложения неорганических солей служат следующие процессы:

- смешение вод различного состава содержащие осадкообразующие ионы;

- выщелачивание горных пород;

- изменение термобарических условий;

- дегазация попутно-добываемой воды в процессе подъема;

- изменение общей минерализации.

Все указанные процессы реально происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному сказывается на различные соли. Так, осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения различных типов вод и выщелачивания горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления пластовых вод и в некоторой степени при смешении несовместимых вод.

Большую роль в формировании отложений играют процессы смешения несовместимых вод.

В мировой практике борьбы с солеотложениями при добыче нефти наибольшее распространение имеет метод предотвращения солеотложений их ингибирование небольшими добавками химических веществ, способных замедлять или полностью прекращать процессы кристаллизации малорастворимых неорганических солей из их пересыщенных растворов. К химическим соединениям, обладающими ингибирующими свойствами по отношению, как сульфатным, так и карбонатным солям относятся полифосфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты и соли фосфоновых кислот.

При правильном выборе ингибитора солеотложений и соответственно технологии его применения обеспечивается предотвращение отложений на всем пути движения продукции скважин от забоя до установок подготовки нефти.

На текущий момент в рамках договора “Лабораторные исследования и опытно-промысловые испытания химических реагентов для борьбы с осложнениями на месторождении Кумколь” осуществляется тестирования ряда ингибиторов солеотложений с целью выбора соответствующего условиям месторождения.

К выбору технологии применения ингибиторов необходимо подходить с учетом геологических особенностей месторождений, состава обрабатываемой среды, причин и условий отложения неорганических солей, их состава, места отложения и др. При выборе способов дозирования ингибиторов к ним предъявляются следующие требования: надежность и универсальность; возможность защиты оборудования по всей технологической цепочке; обеспечение стабильной дозировки реагента; простата технологии и оборудования; безопасность в отношении окружающей среды и недр.

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие способы доставки ингибиторов в обрабатываемую зону:

- непрерывная дозировка в скважину с использованием поверхностных дозировочных устройств или глубинных дозаторов;

- периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины через определенные промежутки времени;

- периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта с последующей выдержкой для его адсорбции на поверхности пород;

- непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы.

Обводнённость

На месторождении наблюдается дальнейший рост обводнённости продукции скважин. На 01.07.05 г. с обводненностью свыше 40 % работают 129 скважин, что составляет 55.3 % от действующего фонда.

После изоляции обводнённых горизонтов на скважинах 3086, 32Р, 3078 и 2116 произошло снижение обводнённости, на скважине 1056, 2175 изменений в работе не произошло, на скважине 1083, 2169 обводнённость увеличилась.

Успешно проведены изоляционные работы на скважине 2162, в результате которой произошло увеличение дебита нефти на 14.1 т/сут и снижение обводнённости на 38.1 % и по состоянию на 01.07.05 г. эффект прдолжается. На скважинах 8Р, 3178 и 3099 получен прирост дебита нефти на 2.5-5.5 т/сут и увеличение обводнённости на 20-35 %. На скважине 2116 после закачки инвертной эмульсии «Полисил ДФ» установлен цементный мост в интервале перфорации и вновь перестреляны верхние интервалы. В результате проведенных мероприятий незначительно увеличился дебит нефти, и обводненность снизилась с 93.4 до 75 %.