вердловини 39.5 т/добу, по рідини - 54.2 т/добу. З 187 свердловин експлуатаційного видобувного фонду 167 свердловин складають діючий видобувний фонд з яких 30 фонтанних, 57 свердловин обладнаних ШГН, 74 свердловини обладнані гвинтовими насосами, 6 свердловин зі спущеними ЕЦН і бездіяльний видобувний фонд складає 20 свердловин.
2.2.2 Заходи з попередження та боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин
парафіноотложеній
Видобуток парафінистих нафт ускладнюється у зв'язку з парафіноотложеній, які можуть утворюватися в привибійній зоні, в підземному обладнанні свердловин, лініях системи збору та підготовки нафти.
Розгазування нафти вважається одним з важливих факторів, що впливають на випадання парафіну з нафти. Нафта, поступово втрачає газ, стає важчою, в'язкість її збільшується, а растворяющая здатність, по відношенню до важких вуглеводнів і різним домішкам знижується, оскільки зменшується вміст у ній легких вуглеводнів, що мають кращу розчиняють здатність.
При русі нафти від забою до гирла відбувається зниження температури нафти. Це викликається двома причинами: передача тепла від нафти в навколишні свердловину гірські породи та охолодження нафти внаслідок виділення газу.
Зниження температури нафти до температури насичення нафти парафіном і далі викликає зміна агрегатного стану компонентів, що приводить до утворення центрів кристалів парафінів.
Проблема випадання твердих органічних відкладень в підземному обладнанні на родовищі існує. З метою видалення та попередження парафіноотложеній застосовуються:
тепловий метод - обробки гарячою нафтою;
механічний метод - парафіноочісткі свердловин за допомогою механічних скребків.
Для запобігання випаданню парафіну з нафти застосовують хімічні методи, сутність яких полягає в застосуванні спеціальних реагентів. Використання реагентів, так званих інгібіторів парафіноотложеній, має ту перевагу, що дозволяє вирішувати проблему з відкладеннями на всьому шляху руху видобутої продукції від свердловини до переробного заводу.
Дія інгібітора може здійснюватися кількома шляхами:
інгібітори парафінів утворюють на поверхні металу захисні гідрофільні плівки поверхнево-активних речовин. Вони не надають растворяющего або диспергуючого дії на парафіни. Їх дія заснована на створенні поверхні, що перешкоджає прилипанню кристалів парафіну і утворення щільних відкладень. Завдяки цьому виділяється з нафти парафін, навіть у разі його осадження, легко змивається потоком нафти.
інгібітори здійснюють вплив на процес кристалізації парафіну, що полягає в утворенні хімічного оболонки з реагенту навколо дрібних частинок парафіну. Знижується здатність частинок парафіну прилипати один до одного і до поверхні обладнання. Парафін знаходиться в підвішеному стані і несеться потоком нафти.
Останнім часом у світовій практиці видобутку нафти для боротьби з відкладеннями парафіну на поверхні ліфтових труб і труб нафтозбиральних знайшло широке застосування використання методу магнітно-індукційної обробки (МІОНА). В якості магнітних індукторів використовуються малогабаритні високоградієнтним постійні магніти зі сплаву неодим-залізо-бор. Термін зберігання параметрів МІОНА до 10 років.
Відкладення неорганічних солей
Останнім часом у ряді свердловин родовища Кумколь (територія Тургай-Петролеум) зафіксовані випадки виявлення в підземному обладнанні відкладення твердих важкорозчинних солей.
Хімічний склад вод представлений в таблиці 2.7.
Таблиця 2.7
Хімічний аналіз складу відкладень
Місце ОтбораСолевой склад% ВаSO4SiO2 песокCaSO4CaCO3MgCO3Fe общ.НефтьУзел обліку нафти ЗАТ ТургайПетролеум 76.013.73.62.9-0.83.0Скважіна 308123.32.2-68.03.5-3.0
Також в цій таблиці наведено дані по хімічному складу стічних вод з УПСВ і альбсеноманской води з водозабірної свердловини використовуються в системі підтримки пластового тиску на родовищі.
Як випливає з хімічного складу наведеного в таблиці 2.4 пластові, і стічні води відносяться до хлоркальціевой типом, практично бессульфатние, але з високим вмістом іонів барію та стронцію до 190 мг/л і 760 мг/л відповідно і з вмістом бікорбанат-іона до 430 мг/л. Альбсеноманская вода відноситься до сульфат-натрієвих типу з вмістом сульфат-іонів до 500 мг/л і гідрокарбонат-іона до 140 мг/л. Основною умовою відкладень неорганічних солей є утворення перенасичених розчинів попутнодобиваемой води. Конкретними причинами відкладення неорганічних солей служать наступні процеси:
