Отложения на месторождении кумколь

 

 

 

 

На парафиноотложения, кроме всех прочих, особенно влияют два основных фактора:

– Температура

• Давление

Таблица 11

Горизонт	Температура насыщения нефти парафином (среднее значение) °С		Температура пластовая °С	Давление пластовое МПа
	Пластовой	Дегазированной
MI-II	49	47.8	49	10.44
Ю1-П	39	48.7	55	10.82
ЮІІІ	41	51	55	11.36
ЮІY	30	46	55	11.18

 

При температуре, обычно называемой температурой насыщения нефти парафином или точкой помутнения, появляются парафиноотложения. Таким образом, температура насыщения нефти парафином определяет глубину начала кристаллизации парафина, интервал осадконакопления. Температура насыщения пластовых нефтей мелового горизонта выше пластовой температуры, поэтому нефти меловых отложений насыщены парафином. Нефти юрских отложений все недонасыщены парафином (высокое газосодержание и пластовая температура на 10 и более °С выше температуры насыщения (таблица 11).

Влияние давления на парафиноотложения  происходит вследствии сильного сжатия легких фракций нефти по сравнению с тяжелыми, которые содержат парафин. Сжатие легких фракций может привести к выделению парафинов. Если давление падает, то происходит выделение газа, растворенного в жидкой фазе, это приводит к уменьшению растворимости парафинов и дальнейшему парафиноотложению.

Для решения проблем парафинообразования  используют три вида химических реагентов:

• Депрессорные присадки/модификаторы кристаллов парафина;

• Парафиновые деспергаторы;

• Растворители парафина.

В технологической  схеме разработки месторождения  для предупреждения парафиноотложений рекомендован ингибитор ряда СНПХ с дозировкой 150-200 г/т нефти.

В настоящее время  в 14 скважин дозируется в затрубное пространство нефтерастворимый диспергатор Клеар 2517 (анионогенное поверхностно-активное соединение в углеводородном растворителе). Фактическая дозировка составляет 125-250 г/т нефти, что отвечает технологическим требованиям.

Из трех рекомендованных способов доставки реагента используется только один – это устройство гидростатического действия «капельница». Необходимо особо отметить, что после применения реагента в скважинах увеличивается межремонтный период.

Как отмечалось выше нефти Ю І-ІІ и Ю III горизонтов недонасыщены парафином, поэтому оборудование скважин, эксплуатирующих эти горизонты, не подвержены сильной парафинизации.

 

2.2.2 Солеотложения

 

В технологической  схеме разработки месторождения  Кумколь (1998 г.) отмечалось, что пластовые воды маломинерализованы и практически бессульфатны. Поэтому осложнения, вызванные солеотложениями, будут незначительны. Однако, в «Авторском надзоре за реализацией технологической схемы месторождения Кумколь» (1994г.) указывались осложнения, выявленные в процессе эксплуатации месторождения:

• выделение твердой фазы в призабойной зоне пласта и в подземном оборудовании, вследствие нарушения карбонатного равновесия;

• при увеличении обводненности – усиление коррозионных процессов, вследствие развития сульфат-редукции и появления биогенного сероводорода;

• образование сложных по составу отложений неорганических солей, содержащих сульфаты бария (BaS0₄), карбонаты кальция и магния (СаСОз, MgCO₃),двуокись кремния (Si0₂) с примесями соединений железа в связи со смешением вод различного типа и формированием нестабильных вод в процессе добычи нефти.

Было отмечено, что формирование нестабильных вод  начинается в системе нефтесбора при смешении пластовых вод меловых и юрских горизонтов (причем, чем выше доля юрской воды, тем больше солей выпадает в виде твердой фазы). В дальнейшем нестабильные воды образуются в системе поддержания пластового давления при смешении сточных (с меловых и юрских горизонтов) и альб-сеноманских вод.

В 1995 году при проведении гидрохимических исследований состава пластовых вод мелового и юрского горизонтов было обнаружено, что содержание ионов бария достигает 200 мг/л. Химический анализ твердых солеотложений с БКНС показал, что содержание сульфата бария в них превышает 80%.

По данным исследований химического состава вод и твердых отложений было предложено разработать технологию борьбы с солеотложениями, используя химические реагенты.

В 1996 году по результатам лабораторных исследований был рекомендован к опытно-промышленным испытаниям ингибитор солеотложений CALNOX ML 2936 фирмы Бейкер Петролайт.

Закачка ингибитора осуществлялась методом непрерывного дозирования в трех точках:

1) Коллектор альб-сеноманской воды на БКНС (до точки смешения со сточной водой). Реагент подавался в товарном виде, с дозировкой 25 г/м3 с 28.09.97 г.

2) В ЦППН после отстойников О_1-1 О_1-2 и О₂ в виде 20% водного раствора, с дозировкой 20 г/м3 с 22.10.97 г.

3) На УПН, после сепаратора V-110, в товарном виде с дозировкой 20 г/м3 (начало закачки реагента 18.12.97 г.)

Контроль за процессом солеотложений осуществлялся визуально, осмотром контрольных катушек установленных на БКНС, ВРП, БГ и устье скважин.

Результаты показывают, что при ингибиторной защите уменьшилась  скорость, а также изменилась структура  отложений. Отложения стали рыхлыми и легко удаляемыми.

В данное время  идет реконструкция БКНС, после чего предусматривается разработанная раздельная закачка сточных и альб-сеноманских вод.

 

2.2.3 Контроль за судьфаторедукцией

 

Исследование сульфат-редукции на месторождении Кумколь в 1994-1995 гг. показало, что существующая система ППД приводит к развитию биогенных процессов и появлению сероводорода в добываемой продукции.

Обобщая полученные результаты, можно  констатировать, что осложнения при  разработке месторождения Кумколь  связаны с применением для поддержания пластового давления смеси альб-сеноманской и сточной вод. Основными проблемами являются сульфаторедукция в нефтяных пластах и солеотложения в водоводах и оборудовании.

Борьба с сульфаторедукцией  чаще всего заключается в обработке призабойной зоны нагнетательных скважин бактерицидами.

В связи с этим НИПИмунайгаз были продолжены лабораторные испытания бактерицида Бактирам–445С в растворе с альб-сеноманской водой месторождения. Эти лабораторные работы на месторождении по объективным причинам не были проведены.

Результаты химических анализов проб, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб в 1996-97 гг., показывает большое содержание соединений железа, что свидетельствует о развитии процессов коррозии.

С добывающих скважин №№ 132, 1031, 2036, 238, 3043, 3024 I, II и III объектов исследован состав попутнодобываемых вод. Но, к сожалению, из-за небольшого количества воды в отобранных пробах было определено лишь содержание ионов бария (500-600 мг/л). Такая концентрация ионов бария в попутно-добываемой воде, которая в последующем подается в систему ППД, приводит к обострению проблемы отложений сульфата бария.

Как было выше отмечено, сейчас идет реконструкция  системы ППД, предусматривается раздельная закачка сточных и альб-сеноманских вод, после чего предусматривается обработка соляной кислотой призабойной зоны. Все эти работы должны облегчить выше перечисленные осложнения при разработке месторождений.

2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

 

Защита против отложений солей  в при забойной зоне скважин, подземном и наземном оборудовании.

В настоящее время на месторождении  добывается 1300-1600 м³/сут попутных вод, которые используются для закачки в пласт. Для обеспечения необходимых объемов закачки в системе ППД к сточным водам на БКНС-1 добавляется до 5000 м³/cyт альбсеноманских вод. По мере разработки месторождения будет расти обводненность продукции, что в свою очередь приведет к обострению проблемы солеотложений.

Применение существующих на месторождении вод (пластовые меловых и юрских горизонтов и альбсеноманская) приводит к выпадению солей на нефтепромысловом оборудовании в продуктивных пластах.

Основной причиной образования  неорганических отложений является перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды. Перенасыщенность раствора приводит к частичному выкристаллизовыванию твердой фазы непосредственно на стенках оборудования и свободному выпадению твердой фазы в потоке с последующим осаждением взвешенных частиц на внутренних поверхностях соприкасающихся с потоком оборудования. По исследованиям НИПИ мунайгаз смеси альбсеноманских и юрских вод несовместимы во всех отношениях.

Необходимо отметить, что с продуктивных горизонтов месторождения Кумколь вместе с пластовым флюидом выносится значительное количество мелкодисперсного песка, являющегося центром кристаллизации солей. Формирование нестабильных вод в системе нефтесбора начинается при смешении пластовых вод юрских и меловых горизонтов. Это особенно проявляется с момента отделения сточной воды, в трубопроводах сточной воды наблюдается интенсивное отложение неорганических солей.

Подмешивание альбсеноманской  воды на БКНС, которая отличается по своему химическому составу от вод нефтяных горизонтов, приводит к дальнейшему усугублению проблемы солеотложений и увеличению в отложениях солей доли сульфата бария. Анализ работы нагнетательных скважин указывает на резкое падение их приемистости в результате отложения солей на внутренней поверхности технологических труб.

Образующиеся сложные по составу  отложения включают сульфаты бария  и кальция, карбонаты кальция  и магния, двуокись кремния и примеси  продуктов коррозии. Данные о компонентном составе отложений приведены  в таблице 12.

Из литературных источников известно, что нефти различных месторождений содержат уран и торий, в результате распада которых образуются изотопы радия Ra226 и Ra228. Воды нефтяных месторождений хлор-кальциевого типа содержат ионы радия и бария. Процесс обогащения пластовых вод изотопами радия является результатом термодинамического перераспределения частиц между различными фазами нефтяного пласта в процессе вытеснения нефти водой. При увеличении в водах концентрации сульфат-ионов по каким-либо причинам происходит солеотлажения бария и изотопов радия в виде нерастворимого радиобарита Ba(Ra)S0₄. По данным химических анализов основная масса радиоактивных отложений представлена сульфатом бария. Так по данным геофизических исследований в отдельных скважинах отмечается повышенный фон гамма-активности (Авторский надзор за разработкой нефтегазового месторождения Кумколь).

Единичные исследования пластовых  вод юрских продуктивных горизонтов показали наличие в них иона бария, порядка 800 мг/л (таблица 13).

Проблема солеотложений связана  с особенностями физико-химического состава пластовых и альбсеноманских вод месторождения Кумколь, с изменениями термобарических условий и смешением химически несовместимых вод.

Высокая неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие высокопроницаемых пропластков приведет к прорыву закачиваемых вод к добывающим скважинам. Присутствие в закачиваемой воде альбсеноманского комплекса сульфат-ионов порядка 600 мг/л при определенных условиях приведет в дальнейшем к интенсивному отложению сульфата бария в призабойной зоне пласта, подземном оборудовании и в системе сбора нефти.

Необходимо предусмотреть ингибиторную защиту подземного оборудования скважин и призабойной зоны пласта как наиболее эффективный метод борьбы с отложениями минеральных солей.

 

Таблица 12

Химический состав солеотложений месторождения Кумколь

Место отбора	Дата отбора	Содержание %
		СаСОз	MgCOa	СаЗОз	BaS04	SiOa	NaCI	^ вобщ	нефтепродукты
Фильтр отстойника	26.05.95	19,8	1,6	2,6	Отс.	73,4	0,2	1,6	0,8
Узел учета воды	26.05.95	9,3	3,2	Отс.	Отс.	82,3	0,2	4,3	0,7
Трубы УОН-1	13.10.95	79,8	Отс.	Отс.	12,2	3,2	2,3	1,9	0,6
Трубы БКНС, котнтр.-набл. катушка	05.12.95	1,5	1,7	7,2	83,4	1,6	0,5	2,3	1,8
ЦППН	13.05.96	45,1	Отс.	0,6	42,7	1,9	5,3	4,4	-
БКНС-1	13.05.96	1,1	0,5	8,4	82,3	1,0	1,4	2,7	2,6
БКНС-1	08.11.97	3,6	2,9	12,0	78,2	0,8	0,9	1,6	-