ізичних досліджень свердловин з метою визначення інтервалів обводнення, а також характеру надходить рідини;
стосовно до умов родовища підібрати водоізолюючі склади для ізоляції водопритоків і вирівнювання профілю прийомистості і визначити технологію проведення ізоляційних робіт.
Рекомендації:
. Провести роботи з визначення температури насичення нафти парафіном (при відборі глибинних проб нафти).
. При появі ускладнень при видобутку нафти пов'язаних з відкладеннями парафінів провести дослідження з вибору способів їх попередження і видалення.
. Враховуючи поступове зростання обводнення ( gt; 60% з 2010 р) провести комплексні дослідження з підбору ізолюючих складів та розробці технології їх застосування
Заходи з попередження та боротьби з корозією при експлуатації свердловин, в системах збору та транспортування
Прогноз корозійної ситуації і фактори корозійної загрози. Характер і рівень інтенсивності корозії в свердловинах на період розробки родовища
Прогноз корозійної ситуації на період розробки родовища грунтується на проектних рішеннях, що передбачають при всіх варіантах розробку родовища з підтриманням пластового тиску. Гідрогеологічні умови характеризуються упруговодонапорним режимом. Законтурні води високої енергетичної активності забезпечують на поточний момент більше 70% компенсації відбору. Передбачається використовувати води альбсеноманского комплексу крейдових відкладень, а також пластово-стічні води, що представляють собою розсоли хлоридно-кальцієвого типу високої мінералізації та корозійної активності.
Об'єкт також характеризується великим розривом між тиском насичення пластової нафти газом і пластовим тиском. Це дозволить вести експлуатацію горизонту Ю-III при забійних тисках вище тиску насичення тривалий час, сумісний з виробленням извлекаемого запасу. Цей фактор є сприятливим також в оцінці корозійної ситуації внаслідок відсутності дестабілізуючого чинника - розгазування флюїду з наслідками, супутніми сепарації нафти в стовбурі свердловини і осложняющими відбір продукції - вплив газу на насосне обладнання, конденсація вологи на забої та ін.
Крім вищенаведених технологічних і термодинамічних факторів корозійна ситуація обумовлюється якісним складом і кількісним вмістом корозійно-активних компонентів флюїду і технологічних вод - агента нагнітання при ППД.
Спостережувані раніше парціальні тиску сірководню [2] при його максимальному змісті (фіксувалося і відсутність сірководню в пробах газу) і відповідному тиску насичення перевищували порогове зміст для безпечного рівня корозії в сотні разів (скв.2). Слід зазначити, що при перевищенні порогового значення сірководню для корозійного розтріскування, його абсолютне зміст не впливає на рівень корозійної загрози.
Присутність кисню неодноразово спостерігалося у складі газу з проб, проаналізованих протягом попереднього періоду розробки (за результатами досліджень, раніше виконаних по свердловині №2 ОМП п. Тогусой). Наявність кисню в розчиненому в нафті газі є загрозливим корозійних фактором.
У компонентному складі газу, який прийнятий для розрахунку показників в джерелі [1], зміст корозійно-активного компонента (розрахункові парціальні тиску вуглекислого газу) при спостережуваних і прийнятих компонентному складі і тиску насичення характеризує загрозу углекислотной корозії як малоймовірну або знаходиться в межах допустимого рівня корозії. У прийнятому складі кисень не визначався, сірководень відсутній.
Результати фізико-хімічних аналізів проб нафти і газу, виконані організацією ОМП, Тогусой визнані непрезентатівнимі, більш представницькими прийняті результати компанії PENCOR Int. LTD, тому прийнятий склад флюїду [1] визначає прогноз корозійної ситуації як сприятливий на поточній та наступних стадіях розробки аж до етапу обводнення продукції з інверсією фаз.
При розробці родовища на природному упруговодонапорном режимі (поточний етап) і витісненням водою корозійні процеси в нафтових свердловинах носять переважно електрохімічний характер через присутність в продукції свердловин мінералізованих пластових вод; при цьому інтенсивність процесів залежить від темпів обводнення, ступеня агресивності і співвідношення вуглеводневої і водної фаз, і технологічних параметрів видобутку.
Для мінералізованою пластової води рівень корозії залежатиме від складу і змісту корозійних компонентів: хлорид-, карбонат-, і сульфат- іонів. Вміст хлоридів перевищує порогове значення в сотні разів (висока корозійна активність відповідає значенням хлор-іона понад порогових в 50 мг/л в інтервалі значень рН 4.5-8.5) [15]. Щодо компонентного складу і ступеня впливу плас...
