ідтверджується розрахунками сумісності потрійних сумішей альб: крейда: юра і оглядом зразків, вирізаних з трубопроводів. Розрахунки показують, що суміші крейдових і альбсеноманскіх вод стабільні в будь-яких співвідношеннях; суміші крейдових і юрських вод стабільні лише при частки крейдяний води від 80% і вище у а суміші юрської і ал'бсеноманскіх вод несумісні. При збільшенні частки юрської води абсолютне пересичення суміші Ю: А збільшується від 13.4 мг/л до 52.6 мг/л.
Зміст барію в попутно-видобутої воді призводить до порушення сульфатного рівноваги в суміші із закачуванням сульфатної альбсеноманской води, утворюючи сульфат барію.
Спостережувані зниження прийомистості нагнітальних свердловин є наслідком закачування непідготовленої води. Так, в закачиваемой воді на території АТ «Тургай-Петролеум» за механічними домішкам показники перевищують допустиму величину в 1.56-4.68 раз, а по нафтопродуктах в 1.05-3.16 рази. При цьому за рахунок карбонатною і сульфатної несумісності утворюються сульфати барію і карбонати кальцію підсилюють ефект кольматации порового простору.
Важливим є процес сульфаторедукціі, вперше виявлений в 1994 році. Активність біогенних процесів була оцінена по самовиливом вкв. 103. Якщо в закачиваемой воді містилося СВБ 10 кл/мл і 3.7 мг/л сірководню, то в привибійній зоні кількість СВБ становило 103 кл/мл при концентрації сірководню до 15.6 мг/л. З привибійної зони нагнітальних свердловин сірководень разом з водою у складі водонафтової емульсії виноситься в зони відбору нафти видобувними свердловинами. Наявність сірководню в видобутої продукції ускладнює підготовку нафти, призводить до аварійності підземного і наземного обладнання за рахунок активізації корозійних процесів у системі збору та транспорту нафти.
За змістом іонів заліза (II) в цілому вода відповідає висунутим вимогам, а закрита система збирання, підготовки і транспорту нафти і води повинна забезпечувати встановлений норматив по розчиненого кисню.
Існуючий стан системи ППД показує, що мають місце суттєві відхилення нормованих показників якості води від необхідних значень.
Необхідно здійснювати постійний фізико-хімічний і мікробіологічний контроль закачуваних в пласт вод і продукції, що видобувається.
Для підготовки альбсеноманской води передбачається установка перфорованої труби довжиною 48 м з сітчастою обмоткою з саржевої сітки і галуном плетіння з дроту діаметром 0.8 мм з подальшою гравійної обсипанням для запобігання пескопроявленія та пом'якшення гідроударів при включенні заглибних насосів на вході БКНС розташовується буферна ємність, де вода відбирається з верхньої частини. Ця ж схема може бути застосована і для підготовки Сенон-туронского вод.
Отстой води в існуючому резервуарі (буферної ємності БКНС) і резервуарі стічної води недостатній за часом. Для збільшення часу відстою необхідно встановити додатковий резервуар. Однак існують і інші альтернативні варіанти видалення мехпримесей і нафтопродуктів - це застосування флотаційної установки з дозуванням гидрооксида аллюминия і застосуванням попутно-газу, що видобувається в якості робочого флот-агента. Після флотатора можлива установка регенеріруемих фільтрів, де завантаженням є мармурова крихта, вугілля, кварцовий пісок і т. П.
Аналогічна система успішно працює на родовищі Тенгіз і буде введена в дію на родовищі Карачаганак.
Для запобігання ускладнень, пов'язаних зі зниженням прийомистості нагнітальних свердловин, необхідно розділити закачку альбсеноманской та стічної вод. На початковому етапі такий поділ можливо в межах однієї БКНС - для цього треба один насос (з резервним) перевести на закачування тільки стічної води на одну з конкретних ВРП. Міняти тип води надалі не допускається.
2.2 Техніка і технологія
. 2.1 Характеристика показників способів експлуатації свердловин
Промислова розробка родовища Кумколь ведеться з травня 1990 року, підтримання пластового тиску-з 1991 року.
У технологічній схемі передбачено виділення чотирьох експлуатаційних об'єктів.
По території АТ Харрікейн Кумколь Муна нині «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсіз» протягом першого півріччя 1998 року склала 994.37 тисяч тонн, видобуток рідини - 1157.25тисяч тонн. Накопичена видобуток нафти на 01.07.98 року склала 13044.76 тисяч тонн або 27.6% від початкових видобутих запасів ліцензійній території. Середній дебіт діючих свердловин по нафті состо?? ляет 31.03 т/добу, по рідини - 36.11т/добу і відповідає проектному значенню.
З початку розробки експлуатаційний фонд свердловин Кумколь склав 287, з них близько 90% працювали фонтанні способом при середньому дебіте однієї с...
