Отложения на месторождении кумколь

 

Таблица 13

Химический состав пластовых вод  месторождения Кумколь

Показатели	Скважина 21р	Скважина 2158	Скважина203б	Скважина 238
Дата отбора	20.06.98	20.06.98	08.11.97	08.11.97
Плотность г/см3	1,0248	1,0513	1,0350	1,0210
Содержание  ионов
НСОз мг/л   мг-экв/л	76,25 1,25	61,0 1,0	83,0 1,36	-
CI мг/л  мг-экв/л	21082.82 594.72	48523.96 1368.8	32443.5 915.19	25492.1 719.1
Са2+ мг/л  мг-экв/л	1743.48 87.0	3381.75 168.75	2755.5 137.48	1953.9 97.5
Mg2+ мг/л  мг-экв/л	328.32 27.0	1368.0 112.5	516.8 42.5	577.6 47.5
Ва2+мг/л  мг-экв/л	313.74 4.62	875.07 12.75	800.7 11.66	330.0 4.81
Feобщ мг/л	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
Na++K+ мг/л  мг-экв/л	10980.43 477.41	24743.4 1075.8	16672.92 724.91	13047.67 567.29
S042-	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
Общая минерализация	34528,63	78953,18	53272,42	41401,27

 

Существует несколько способов подачи ингибиторов в обрабатываемую среду[3]:

1) непрерывная дозировка в скважину с использованием дозировочного устройства или глубинного дозатора;

2) периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта;

3) непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы;

4) непрерывное дозирование ингибитора в нагнетаемую для ППД воду.

Все способы подачи ингибитора в добываемую жидкость имеют свои преимущества и недостатки.

Способ дозирования с использованием дозировочных устройств не обеспечивает защиту призабойной зоны пласта, преимуществом является стабильное поступление реагента, экономное его расходование. Применение глубинного дозатора обеспечивает защиту подземного оборудования в течение 3-4 месяцев в зависимости от дебита скважины и объема глубинного контейнера.

При нагнетании ингибитора в призабойную  зону пласта:

недостаток – повышенный расход реагента, связанный с неполнотой адсорбции, преимущество – медленная десорбция обеспечивает длительную защиту ПЗП и подземного оборудования от выпадения солей.

Дозирование ингибитора может осуществляться непрерывно или периодически в состоянии  поставки или в виде водного раствора.

Для снижения остроты проблемы солеотложения  в системе ППД должны в комплексе  применяться технологические и  химические методы защиты:

предварительный сброс пластовой  воды в начале транспорта нефтяной эмульсии;

– раздельная закачка сточной и альбсеноманской воды на БКНС;

– ингибиторная защита от отложений солей.

Более высокий защитный эффект достигается  при непрерывной подаче.

Ингибитор должен подаваться непосредственно  перед защищаемым объектом.

В качестве ингибитора солеотложений  рекомендуется Калнокс-2936 фирмы Бейкер с дозировкой до 40 г/м3 воды, прошедший предварительные опытно-промысловые испытания на месторождении Кумколь.

Для дозировки ингибиторов рекомендуются  блочные установки БР-2,5 ; БР-10 , БР-25 (водорастворимые ингибиторы солеотложений рекомендуется подавать в виде 2-10 % водного раствора). Для обеспечения бесперебойной работы установок в зимнее время линии подачи ингибиторов следует утеплить. Емкости для хранения ингибиторов рекомендуются оборудовать устройствами для обогрева.

Мероприятия по предотвращению осложнений, возникающих при добыче парафинистой нефти

Нефть месторождения Кумколь относится  к нефтям с высокой степенью насыщенности парафином. Несмотря на близкие условия  залегания продуктивных горизонтов, свойства нефтей меловых горизонтов значительно отличаются от свойств нефтей юрских горизонтов. Нефти меловых горизонтов характеризуются низким газосодержанием и давлением насыщения, вязкость пластовой нефти в два раза выше по сравнению с нефтями юры.

Для юрских залежей температура насыщения нефти парафином колеблется в зависимости от газосодержания от 2б°С до 53°С. В процессе разработки месторождения при падении пластового происходит частичное разгазирование добываемой нефти, что ведет к повышении температуры насыщения нефти парафином.

Интенсивность образования отложений  парафина зависит от газосодержания, разности пластовой температуры  и температуры насыщения нефти  парафином (чем меньше эта разность, тем выше вероятность выпадения  парафина).

Для меловых залежей температура  насыщения нефти парафином находится в пределах от 44°С до 53°С, т.е. близка к пластовой температуре. Превышение температуры насыщения нефти парафином над пластовой температурой может привести к образованию твердой фазы в призабойной зоне пласта.

Диапазон изменения параметров нефти по объектам разработки представлен в таблице 14.

Таблица 14

Физико-химические свойства нефти

Параметры	М 1-П	Ю1-П	ЮШ	K)IV
Давление насыщения газом Мпа	3.6-5.5	5.1-12.3	6.5-10.9	8.3-13.7
Пластовая температура «С	49	55	55	56
Температура насыщения пластовой нефти °С	44-52.7	43.5-52	42.5-53	25.9-33.6
Газосодержание м^сут	4.9-26.9	52-136	55-194	119-228
Массовое содержание парафинов %	4-17.2	4.6-20.3	4.9-14.9	10-19
Массовое содержание смол, силикагенов  и асфальтенов %	3.6-14.2	3.1-11.9	3.6-13.8	4-8
Температура застывания °С	3-23	1-24	2-20	12-18

 

Осложнения, обусловленные отложениями  асфальтосмолопарафиновых веществ, наблюдаются в основном на подземном оборудовании скважин: глубинные насосы, НКТ и штанги; что приводит к необходимости проведения профилактических мероприятий по депарафинизации подземного оборудования. При этом используется следующее оборудование: передвижные парогенераторные установки типа ППУ, агрегат для депарафинизации скважин АДП-4-150, автоцистерна АЦ-5, агрегат ЦА-320, ЦА-400.

В настоящее время межочистной  период по восстановлению производительности скважин по I объекту разработки составляет:

- до 7 дней (АО «Харрикейн Кумколь Мунай»);

- до 4 дней (Контрактная территория АО «Кумколь-ЛУКойл»).

С целью очистки подземного оборудования от образующихся отложений на месторождении применяется тепловой метод, основанный на расплавлении АСПО в результате температурного воздействия различными теплоносителями:

- обработка горячей нефтью;

- обработка горячей водой.

Однако, обработки горячей нефтью и водой недостаточно эффективны. Введение в теплоноситель поверхностно-активных веществ будет способствовать диспергации асфальтосмолопарафиновой массы и повысит эффективность обработок. На месторождениях Мангышлака при добыче высокопарафинистых нефтей обработка скважин горячей нефтью производится добавкой диспергатора парафина в концентрациях 0,1-0,5%. Для месторождения Кумколь рекомендуется испытать диспергаторы XT-39, D-WAX 970 и Клеар 2517. При промывках горячей водой необходимо добавлять в воду ПАВ типа МЛ-80 1-10 кг/м³. Температура теплоносителя должна быть не ниже 80 °С.

Для расплавления АСПО также возможно использование электронагревателей. При этом подается переменный электрический ток, выделяется тепло, которое нагревает нефть по всему ходу в колонне НКТ. Это повышает температуру нефти в трубах, изменяет вязкость, улучшает текучесть и предотвращает парафинизацию оборудования. Преимуществом метода является равномерный нагрев ствола скважины. Для защиты выкидных линий от АСПО применяются электронагревательные кабели, повышающие температуру от 30 °С до 80 °С.

Для предотвращения образования отложений  парафина на нефтепромысловом оборудовании широкое распространение получили химические реагенты - ингибиторы (таблица 15).

Для защиты нефтяных скважин могут быть использованы и другие химические реагенты, эффективность которых подтверждена лабораторными и опытно-промысловыми испытаниями.

Дозирование ингибитора в скважину более эффективно осуществлять непрерывно посредством:

- устьевых дозировочных насосов в затрубное пространство скважины;

- глубинных дозаторов, установленных на хвостовике насоса.

Преимуществом непрерывной подачи ингибитора является относительная  стабильность его концентрации в  продукции скважины. Суточный расход ингибитора (q) при непрерывной подаче рассчитывается по формуле:

q-(V*Q_H)/p*10^-3,

где V - удельный расход ингибитора, кг/м³, определяется исходя из результатов лабораторных исследований;

Qн – дебит скважины по нефти, т/сут;

Р – плотность ингибитора, кг/м³.

Оптимизация удельного расхода осуществляется при контроле проведения технологического процесса с учетом изменения характера образования АСПО и изменения дебита.

Таблица 15

Характеристика химических реагентов  для предупреждения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Фирма	Название реагента	Характеристика реагента
ингибиторы
EXXON	CLEAR 2 517	Анионогенное поверхностно-активное соединение в углеводородном растворителе
PETRO LITE	PD-72	Диспергатор представляет собой жидкую смесь ароматических растворителей с особыми ПА свойствами (толуол)
	CF-2315	Жидкая органическая нефтерастворимая присадка к сырой нефти (депресант)
BPCI	D WAX 970	Содержит ароматический растворитель (дисперсант)
	D WAX 950	Ингибитор парафина
BASF	SEPARA P	Смесь активных веществ на основе алкифеноэтокислата (ингибитор парафина, диспергатор, смачиватель)
	SEPARAR ES 3315	Раствор полимера в органических растворителях

 

Обязательным  условием проведения ингибиторной защиты является предварительная очистка  оборудования от отложений асфальтосмолопарафиновых веществ. Для этих целей используются растворители, которые:

- изменяют поверхностные свойства АСПО (снижают силы сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования, при этом отложения асфальтосмолопарафиновых веществ удаляются с потоком нефти);