Отложения на месторождении кумколь

 

 

 

 

 

Таблица 5

Основные показатели по нагнетательным скважинам

по объектам и месторождению за 1997г.

Показатели	Объекты				Всего по м/р
	I	II	III	IV
Закачка воды тыс.м3	671,4	1204,8	407,7	71,7	2355,7
Компенсация %	76,4	96,8	125,9	81,3	92,9
Кол-во экспл. нагнет скв  ед	15	34	11	2	62
Кол-во действ, нагнет скв  ед	11	26	6	1	44
Время экспл.нагнет скв дней	4329	9078	2689	358	16545
Ср. приемистость одной  скв мэ/сут	155	133	152	200	143
Накопленная закачка  воды тыс.м3	5007,8	4554,2	1676,2	86	11324
Компенсация с нач. разработки %	76,6	70,9	66,5	36,8	72

 

 

 

 

Таблица 6

Динамика основных показателей месторождения

Кумколь I объект

Годы	Добыча нефти  тыс.т		Добыча жидкости тыс.т		Обводненность %		Закачка рабочих агентов млн.м3
	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.
1990	111,9	244,3	113,8	244,3	1,7	0	170,9	0
1991	332,7	519,09	344,4	528,26	3,4	1,7	515,3	140,2
1992	585,7	723,06	625,5	743,14	6,4	2,7	930,1	475,8
1993	725,6	918,28	800,6	953,3	9,4	3,7	1183,1	995,11
1994	867,6	965,14	985,1	1050,14	11,9	8,1	1448,1	1019,17
1995	961,8	857,52	1128	1019,47	14,7	15,9	1648,5	895,68
1996	970,1	789,58	1181,8	942,37	17,9	16,2	1715,6	810,35
1997	981,8	665,58	1238,3	855,24	20,7	21,9	1787	671,49
7мес 1998	478,51	370,3	707,53	515,81	32,4	28,2	1002,2	307,39

 

 

Таблица 7

Динамика фонда скважин

I объект

Годы	Фонд добыв. скважин		Фонд нагнет. скважин
1990	35	25	7	0
1991	52	28	10	5
1992	65	30	18	5
1993	78	37	26	4
1994	90	38	34	8
1995	95	45	38	10
1996	100	49	41	11
1997	105	47	44	12
7 мес. 1998	51	49	12	12

 

 

 

 

 

Таблица 8

Распределение добывающих скважин I объекта разработки

по дебитам нефти

Дебит нефти, т/сут	Способ экспл. и кол-во СКВ.	№№ скважин	фонт ШГН
до 10	фонтан. ШГН	1023 8р, 131,145,1012,1013,1014	1 7
до 20	фонтан. ШГН	– 135,332,431,1024,1028	– 5
до 30	фонтан. ШГН	6р,141,1019  137,1007	2 3
до 40	фонтан. ШГН	1015,1018 133,139,1004	2 3
до 50	фонтан. ШГН	Зр,10р,144,1031,3018 134,149	5 2
до 60	фонтан. ШГН	146,148,1016,1020,1027 130,1010	5 2
до70	фонтан.   ШГН	9р,132,136,140,142,1005, 1011,1030 –	8   –
до 80	фонтан. ШГН	1006,1026 138	2 1
до 90	фонтан. ШГН	– –	– –
итого			48
в т.ч.фонтан			26
ШГН			22

 

Таблица 9

Распределение скважин I объекта по степени

обводненности продукции

Обводнен ность %	Способ экспл. и кол-во скв.	№№ скважин	фонт ШГН
безводные	фонтан ШГН	1026,3018,140 1007	3 1
до 10%	Фонтан   ШГН	9р,132,136,142,144,1005,1011, 1015, 1030 138,1010	9   2
до 20%	фонтан   ШГН	Зр,бр,148,1006,1016,1020,1023, 1027, 1031 –	9   –
до 30%	фонтан ШГН	10р,14б,1018,1019 130,133,134,135,149	4 5
до 40%	фонтан ШГН	– 137,332	– 1
до 50%	фонтан ШГН	– 1004	– 1
до 60%	фонтан ШГН	– 139	– 1
до 70%	фонтан ШГН	141 8р	1 1
до 80%	фонтан ШГН	– 131,431,1012,1014,1028	– 6
свыше 90%	фонтан ШГН	– 147	– 1
итого			48
вт.ч. фонтан			26
ШГН			22

 

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического  значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 1998 года с данными на конец 1997 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

№№ СКВ.	Пластовое давление Мпа		Отклонение Мпа
	1997 г	1 полугодие 1998г
Снижение пластового давления
9р	10,25	9,6	-0,65
1023	10,32	10,1	-0,22
3018	10,22	9,49	-0,73
Юр	10,41	10,14	-0,27
Повышение пластового давления
24р	10,44	10,48	+0,04
148	9,73	10,08	+0,35
336	8,96	10,08	+1,12
1025	10,26	10,34	+0,08
ЮЗн	11,13	11,58	+0,45

 

Снижение пластового давления на 1.07.98 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный  объем закачки наблюдается в  нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.

Следующим фактором является:

- снижение пластового давления;

- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м³.

Одним из факторов не позволяющим  достижения проектных уровней компенсации  является отставание начала закачки  от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).

2.2 Мероприятия по предупреждению и борьба с осложнениями при разработке месторождения Кумколь

Неполадки в работе фонтанных скважин  могут быть связаны с отложениями  парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств [2].

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет  выявить осложнения, например;

при уменьшении устьевого давления и одновременном повышении затрубного давления – отложения парафина и солей в НКТ;

при уменьшении давления – образование  песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;

при уменьшении давления и увеличении дебита – разъедание штуцера;

при увеличении давления и уменьшении дебита – засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе.

При разработке месторождения Кумколь  основными осложнениями являются:

1) Парафиноотложения;

2) Отложения солей;

3) Развитие и появление сероводорода в добываемой продукции.

 

 

2.2.1 Парафиноотложення

По обобщенным данным, с учетом последних исследований, проведенных  НИПИмунайгаз, в составе кумкольских  нефтей присутствуют парафиновые углеводороды, в среднем до 12%, а в отдельных пробах достигают 20,3%, смол и асфальтенов до 8,6% (таблица 10).

В связи с вышеизложенным при  эксплуатации скважин возникают осложнения, вызываемые асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в подземном оборудовании и призабойной зоне скважин. АСПО на стенках уменьшают «живое» сечение трубопроводов, вызывают повышение давления, которое особенно влияет на производительность скважин.

 

Таблица 10

Состав нефтей

Горизонт	Парафины %		Смолы силикагелевые, асфальтены %
	Содержание	Средние значения	Содержание	Средние значения
MI-II	4-17,2	12	5,2-12,2	8,6
Ю1-П	4.6-20.3	11.7	3.1-11.2	5.9
ЮШ	4.9-14.9	11.9	4.1-7.8	6.1
ЮІУ	10-19	12.7	4.2-8.4	5.9
В среднем по м/р	12,1		6,6