Отложения на месторождении кумколь

- растворяют массу АСПО (при этом отложения удаляются в растворенном состоянии с растворителем).

Выбор химических реагентов для  удаления АСПО и технология их применения должна быть подтверждена опытно-промысловыми испытаниями на месторождении.

                                                                            Таблица 16

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Направления	Мероприятия	Защищаемые  объекты	Спец. оборудования	периодичность	Рекомендуемые дозировки
Предупреждение отложений парафина	Ингибиторная  защита	Подземное и  наземное обор.	Дозировочные насосы, глубинные дозаторы	непрерывно	200-500 г/сут
Удаление  отложений АСПО	ОГН с ПАВ	Подземное и  наземное обор.	АДП-4-150	Переодически по мере снижения давления	10-40 г/мз
	Обработка р  астворителя ми и композициям и на их основе	ПЗП.подзем. и  наземное обор.	Азинмаш-30 ЦА-320 АП-15	Периодичес  ки по мере снижения дебита
Предупреждение отлож. Неорг. солей	Ингибиторная  защита	Наземное  обор.	БР-2,5 БР-10 БР-25	непрерывн о	Не менее 400 кг на одну обработку
		Призабойная зона пласта и подзем, обор.	ЦА-320,400 АП-15	Периодическая ч/з З-6 месяцев

 

 

 

 

 

Выводы:

1. Применение на месторождении смеси сточной и альбсеноманской вод приводят к образованию сложных по составу отложений.

2. Смешение закачиваемых и пластовых вод, отличающихся по своему химическому составу, приводит к формированию нестабильных смесей в продуктивных пластах.

3. Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, подвержены интенсивной парафинизапии.

Рекомендации (таблица 16):

1. Предусмотреть раздельную закачку сточной и альбсеноманской вод.

2. Предусмотреть ингибиторную защиту призабойной зоны пласта и подземного оборуддования скважин, а также наземного оборудования системы сбора и подготовки нефти от отложений солей.

3. Предусмотреть ингибиторную защиту скважин от парафиноотложений, эксплуатирующих горизонты M-I и M-II.

4. Скважины II, III и IY объектов разработки необходимо периодически, не резке одного раза в месяц, очищать от парафиноотложений.

5. Обработки скважин скважин горячей нефтью и углеводородными растворителями, для удаления парафиноотложений, проводить добавлением диспергаторов (D-WAX-970, XT-39, Клеар 2517 или аналогичных по своим свойствам). Дозировка определяется лабораторными и опытно-промышленными испытаниями).

6. Для удаления АСПО использовать  углеводородные и композиции на их основе. Предварительно рекомендуется бензиновая фракция Шымкентсхого НПЗ «Шымкентнефтеоргсинтез».

7. Обработки скважин проводить горячей водой с добавлением ПАВ МЛ-8 0 или аналогичных по эффективности.

2.4 Регулирование разработки путем оптимизации работы скважин.

1. Циклическое заводнение

Одним из гидродинамических методов  повышения нефтеотдачи является циклическое заводнение. Эффективность применения циклического заводнения заключается в действии следующих механизмов:

- остановка нагнетательных скважин  уменьшает долю тех добывающих скважин, к которым стягиваются фронты вытеснения агента, вследствие чего уменьшается отрицательное влияние языкообразования фронтов вытеснения;

- поочередное включение в работу  нагнетательных скважин, образующих  круг или замкнутый контур, внутри  которого находятся добывающие скважины, приводит к вращению вектора направления движения фронта закачиваемой воды, при этом максимально исключаются мертвые точки с нулевыми скоростями фильтрации;

- при импульсном воздействии  на нефтяные пласты за счет  использования упругих сил пластовой  системы, уменьшается влияние  послойной неоднородности пласта по проницаемости на процесс выработки их запасов.

От обычного стационарного заводнения оно отличается тем, что на каждом отдельном участке залежи закачка  воды в нагнетательные скважины, окружающие группу добывающих осуществляется по кругу. С начала года на месторождении в циклическом режиме работают четыре скважины: на I объекте-скв. № 1008; на II объекте-скв.№ 2007; на III объекте-скв. № 303 и3008.

2. Оптимизация совместной работы добывающих и нагнетательных скважин путем установления рациональных забойных давлений.

3. Отключение и последующее включение неэффективных обводненных добывающих скважин. Высоко обводненные скважины III объекта № 335, 340, 344, 347, 3007 временами отключаются. В данное время эти скважины находятся в бездействии.

4. Перевод механизированных скважин на ЭЦН. Во втором полугодии предусматривается перевод механизированных скважин (ШГН) на электроцентробежные и винтовые насосы. Для этого закуплено оборудование и в данное время проводятся подготовительные работы.

5. Перфорация нефтенасыщенных пластов.

С начала года по результатам геофизических  исследований, обработанных геологической  службой АО ХКМ, произведены дострелы и перестрелы в следующих скважинах:

1 объект - скв. № 400

2 объект - скв. № 338, 2050, 2058, 3020

3 объект - скв. № 3045.

Дополнительная добыча нефти по этим мероприятиям составила 5248 т.

 

2.5 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

На территории АО «Харрикейн Кумколь Мунай» для поддержания пластового давления используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в нагнетательных скважинах.

Одним из звеньев системы ППД  являются водозаборы. В настоящее время водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин, расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5 водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно составлять 100м.

В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью соответственно 63, 60 и 45 м³/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.

Среднесуточный дебит по линейному водозабору №1 составляет около 5000 м³/cyт, что не превышает расчетный показатель 8300 м³/сут (согласно проекту технического водозабора месторождения Кумколь).

Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме эксплуатации водозаборных скважин. Это непостоянный дебит отбора воды во времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего является пескование скважин и частый выход из строя насосного оборудования. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозионные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчанной пробки. На водозаборе №1 из положенных одиннадцати, в действии находятся 5-6 скважин, а на водозаборе №2 три скважины из шести, что увеличивает нагрузку на каждую в отдельности. Не ведется контроль за снижением уровня подземных вод, т.к. отсутствует сеть наблюдательных скважин, тем не менее расчет выработки запасов месторождения подземных вод необходимо провести для более оптимального выбора режима эксплуатации водозаборов.

Поскольку объем добываемой на водозаборе №1 альбсеноманской воды составляет 4-5 тыс.м³/сут, а на водозаборе №2 - 3 тыс. м³/сут, то потребность в объеме нагнетаемой жидкости полностью обеспечивается. В случае увеличения потребности в технической воде следует вводить в действие дополнительные скважины. Для этой цели возможно предусмотреть ввод в систему ППД дополнительного водозабора №3, вскрывающие подземные воды сенон-туронских отложений.

Воздействие водозаборных сооружений на водоносный комплекс приводит к образованию целого ряда техногенных процессов, проявляющихся в пределах всей депрессии на пласт. Под воздействием гидравлических градиентов из горизонтов выносится твердая фракция, которая с одной стороны приводит к зарастанию фильтров скважин, с другой - воздействует на технологическое оборудование как абразивный материал, выводя его из строя значительно раньше положенного срока. Основной причиной пескования является наличие в пределах фильтров зоны критических градиентов, а также неравномерность работы скважин. Длительная их эксплуатация на различных режимах формирует устойчивую водоприемную воронку, однако в момент запуска скважины в работу, возникает гидравлический удар, сопровождаемый развитием чрезмерных гидравлических градиентов, которые приводят к нарушению равновесия. Пескование будет наблюдаться и в дальнейшем. Единственный способ его предотвращения-создание фильтровой колонной и поверхностью водоприемной воронки буферной зоны, способной гасить гидравлические удары, так например гравийной засыпки, которую рекомендуем подобрать по грануметрическому составу водоносного слоя, или же обоснованием и реализацией стабильного режима эксплуатации.

Анализ всех результатов дает возможность  сделать заключение о том, что конструкция фильтров водозаборных скважин не соответствует проектной. Например, на скважине 2 - длина фильтра 20 м, на скважине 4 - 30 м при проектной длине фильтра - 48 м, кроме того сетка галунного плетения установлена не по всей длине рабочей части фильтра.

Запуск в работу насосов должен исключать возникновение чрезмерных гидравлических градиентов. Это возможно при запуске насосов на закрытую задвижку с последующим плавным ее открытием и выводом насоса на рабочий режим.

Делать выводы о «зарастании» фильтров и труб продуктами химических процессов, можно только имея данные геофизических исследований, в частности кавернометрии по стволу фильтра и технической колонны.

Рекомендации по системе водозабора:

1. Использовать резервные скважины в качестве наблюдательных. В этих скважинах вести режимные наблюдения за уровнем, дебитом (1раз в месяц), химическим составом (1 раз в квартал).

2. Проводить техническое обслуживание скважин ежемесячно по всем водозаборным скважинам. В состав работ входит текущий ремонт устьевой арматуры, а также комплекс работ, связанный с получением необходимой технологической информации. В состав определяемых параметров входят:

- измерение расхода - Q, м³/сут;

- измерение потребляемой мощности насоса - J, А;

- измерение динамических уровней - Н, м;

- измерение температуры воды на изливе – t, С;

- отбор проб на химанализ - м;

- измерения темпов снижения уровня - V, м/год.

Эти работы необходимо проводить для  контроля за состоянием насосного оборудования и оперативного управления работой водозабора в целом.

3. В лабораторных условиях произвести гранулометрический анализ проб грунта и определить критическую скорость оседания частиц в воде. С целью определения критического градиента, при котором начинается процесс пескования.

4. Провести расходометрию по стволу скважины (ее применение эффективно и целесообразно в незаглинизированных скважинах).

5. В процессе эксплуатации водозабора следить за равномерным водоотбором по каждой скважине.

6. Рассмотреть вопрос о возможной  организации водозабора №3, контирующего подземные воды сенонтуронских отложений, что позволит увеличивать объем добываемой технической воды, используемой для ППД на всем месторождении.

Физико-химические свойства и требования к качеству закачиваемых вод.