Ингибиторлы қорғағыштың тиімділігінің төмендеуі

Қорытынды: «Додискейл V-2870К» тұзшөгінді ингибиторын қолдану мұнай кәсіпшілік жабдықтың қызмет жасау мерзімін өсіреді, ӨҚ және ТҚ коллекторларында механикалық қоспаның жоғары қысымын төмендетеді.

БКНС-4а-да сульфатты пайда  болдыратын бактерияларды жою мақсатында 22.04.00 жылы «Додиген W180-2» бактерициді кәсіпшілік айдау жүргізеді. Кейін БКНС-4,5 өңделе бастады. Түпаймақты «Додиген» ингибиторымен өңдеу тиімділігін бақылау үшін 4топтық қондырғыда 50игеру скважинасын таңдады. ТҚ-да және игеру скважинасындағы газдардың күкіртсутектің құрамын ай сайын бақылау жүргізілді.

МҰНАЙДЫ ӨНДІРУ КЕЗІНДЕ  ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ ПАЙДА 

       БОЛУ  ЖАҒДАЙЛАРЫ ЖӘНЕ СЕБЕПТЕРІ 

 

Мұнай және газ кеніштерін өңдеу және пайдалану кезінде  тұз түзілу – табиғи және технологиялық  әрекет ретінде қалыптасқан күрделі  және көпфакторлы процесс болып табылады.

Термобаралық өзгерулер (температура және қысым) және скважина оқпанындағы сумұнайлы ағының қозғалысы  кезінде химиялық қосылыспайтын  сулардың араласуы, жерасты ішкі қабаттық жиналу жүйесінде және тұзға сіңген ерітіндіден дайындалған мұнайға органикалық емес тұнбалардың түзілуі жүреді.

Жыныс қабат коллекторымен  және қабат сұйықтарымен орын ауыстырса, кенішке айдалған су белгілі бір  химиялық құрам түзеді. Химиялық құрамы әртүрлі біртексіз қабаттағы  су скважинасына түскен кезде химиялық жағынан сәйкестенбейді. Тұз шөгінделудің негізгі көздеріне қабаттан және жолшыбай алынған мұнай кеніштерінде судың толуы, олардың тұзға қанығуы химиялық құрамы мен деңгейіне байланысты.

Осыған байланысты мұнай  кенорындарын өңдеу және пайдалану  процесі кезінде тұз түзілудің себебі мен шарттары туралы толық мәлімет алу үшін, олардың гидрохимиялық заңдылықтарының өзгерістерін білу қажет. Сумұнайлы  эмульсия өнімді, жинақтау және тасымалдау объектілерінде МГӨБ-1,2,3,4 ПФ «ӨМГ» Өзен кенорнында органикалық емес тұздардың қарқынды шөгуі байқалды. Органикалық емес тұздардың шөгінделуі коммуникациялы  қалдықтарда, құбыржетектерде, өлшемді және топтық қондырғының коллекторларында, сүзгіштерде, ПСМ-да, есеп торабында және т.б. пайда болады. Коллекторлар материалына қарамастан органикалық емес тұздар шөгінделудің бірдей сипатына ие. (2.1.сурет)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 2. 1. ӨЗЕН КЕНОРНЫНДАҒЫ МГӨБ ПФ «ӨМГ» ӨҚ

                  КОЛЛЕКТОРЫНДА ТҰЗДЫҢ ШӨГІНДЕЛУІ             

Өнім алынып жатқан қабаттан сумұнайлы  эмульсияны өндіру кезінде шынылы-пластикалық және металдық құбырлардың бетіндегі микрожарықшаларында түйіршіктен микротүйіршікке дейін жиналатын қабат суы, жолшыбай алынған газ, құм, саз және механикалық қоспаларда қосып өндіріледі. Зерттеу нәтижесі коллекторлар материалына, яғни металдық немес шынылы пластикалық түріне қарамастан тұз шөгінделе береді.

Сумұнайлы эмульсияны өндіру, жинау, тасымалдау объектілерін мұнайкәсіпшілігінде  зерттеген кезде, ӨҚ (өлшем қондырғысы) және ТҚ (топтық қондырғы) колдекторында  тексеру нәтижесінде өлшемдері 10-нен 120мм-ге дейін жететін қарқынды тұз шөгіндісін тапты.

ӨҚ және ТҚ коллекторларынан алынған қатты органикалық емес тұз шөгіндісінің химиялық құрамын және қасиетін анықтау мақсатында үлгілері алынды. Алынған сынама үлгілер ЖШС «Инженерлі-технологиялық орталығының» мұнайхимиялық зертханасында зерттелді.

Талдау жұмысының сапалық  және сандық нәтижесі 1кестеде көрсетілген. 1 кестеде ӨҚ-54 және ӨҚ-84 сүзгішіндегі тұз сынамасы құрамында хлор (0,184-0,200%), натрий және калий (0,176-0,195%), сульфат (0,119-0,150%) иондары бар су еріткіш бөлігінен тұратынын көрсетеді. Кальций,магний,гидрокарбонат мөлшері 0,008-0,010%. Тұз қышқылының ерігіш бөлігінде CaSO₄*2H₂O (33,15-35,10%), содан соң Al₂O₃ (12,42-10,4%), тұз CaCO₃ және MgCO₃ және FeO, FeS 0,50-0,80% шегінде келеді. Тұз сынамасының ерімейтін бөлігі  SiO₂ (16,71-18,3%) және BaSO₄ (18,46-20,2% ) құрамынан тұрады. Тұз сынамасының ылғалдылығы 4,10-7,61%, ал мұнайөнімдері 9,86-10,0% құрайды.

Сандық және сапалық  талдаудың нәтижесі бойынша органикалық  емес тұз шөгіндісі CaSO₄*2H₂O, BaSO₄ , SiO₂ және Al₂O₃ тұрады.

Органикалық емес тұз  шөгіндісі құбыржетектердің және қондырғылардың (ӨҚ, спутник, ТҚ) түсіру қабілетін төмендетеді және мұнай өнімінің көлеміне және тиімділігіне кері әсер етеді; қабаттан мұнай өнімін жер бетіне шығу жүйесінің «қабат→скважина→саға→ӨҚ→ТҚ» жылдамдығын төмендетеді.

Бұл проблеманы шешу мақсатында ЖШС «ИТО» қызметкерлері зертханалық және тәжірибелі-кәсіпшілік зерттеу жұмыстарын жүргізеді.

 

 

 

 

 

Өндіру скважиналарының  сулануы кезіндегі мұнай кенорынының  қабат сулары әртүрлі термобариялық  жағдайларға түсуі мүмкін. Сонымен  қатар әртүрлі өнімділік қабатындағы қабат сулары химиялық құрамы бойынша сәйкес келмегендіктен көп қабатты игеру объектілерінде аралас орналасуы мүмкін. Осыған байланысты 100деген талдау жұмыстарының есебі жүргізілді. Оның ішіне тұз түзілуі мүмкін қабат суларын тереңдікте сынау жатады.

Өзен кенорнының пайдалану  және өңдеу процестерінде тұз  шөгінділерінде кең тараған сульфатты  кальцийлі әдісімен анықтайды.

Өзен кенорнының 300ден  астам қабат суларының талдау жұмыстары кальцийлі сульфат  ионының концентрациясына байланысты болады. Сульфатты кальцийлі тұздардың талдау жұмыстары нәтижесі бойынша қабат суларына, пермь қабатындағы мұнай кеніштеріне түседі.(3.3сурет)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 3.3  ӨЗЕН КЕНОРНЫНЫҢ ҚАБАТ СУЛАРЫ ҮШІН 

                      ҚҰРАМЫНДА КАЛЬЦИЙІ БАР СУЛЬФАТТЫ  ИОН 

                              КОНЦЕНТРАЦИЯСЫНЫҢ ТӘУЕЛДІЛІГІ

 

Берілген мәліметтердің  нәтижесі  бойынша сулардың қанығуы  сульфатты кальцийдің бөлінуіне  байланысты. (3.4 сурет) Өндіру скважинасының  девон қабат суларымен сулануы  кезінде гипс түзілмейді, бұл Өзен кенорнының мұнай кеніштерін өңдеу практикасымен дәлелденеді.

Девон қабатының терригенді қалыңдықтарының қабат сулары Өзен кенорнының мұнай газ провинциялары  тұрақты режим аймақтарына ұштастырылған  және сульфатсыз жоғары хлоридті тұздықтар  болып келеді.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 3.4  ӨЗЕН КЕНОРНЫНЫҢ МҰНАЙЛЫ ҚАБАТ СУЛАРЫНЫҢ 

                     СУЛЬФАТТЫ КАЛЬЦИЙМЕН ҚАНЫҒУШЫЛЫҒЫМЕН  

                      БӨЛІНУІ 

І-ПЕРМ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ ҚАБАТ  СУЛАРЫ ҮШІН

ІІ-КАРБОН ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ ҚАБАТ СУЛАРЫ ҮШІН

(қабаттар: А₀, А1,А2,А3,А4, 0₂, Б₀, Б1,Б2,СІ_а,СІ, СІІ, СІІІ, СІV,

CV, В1,В3);

ІІІ- ДЕВОН ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ ҚАБАТ СУЛАРЫ ҮШІН

(қабаттар: Д₀, Д_л, Д_к, ДІ, ДІІ, ДІІІ );

N-ТАҢДАУ КӨЛЕМІ

Ү-ВАРИЦИЯ КОЭФФИЦИЕНТІ

Р-ҮЙЛЕСІМДІК КРЕТИРИЯСЫ

 

Кеніштердің геолого-физикалық  сипаттамаларына және игеру кезінде  тұздың пайда болуына байланысты әртүрлі факторлар әсер етуі мүмкін. Осы процесті бақылау үшін оның әсер ету деңгейін білу қажет. Кәсіпшілік мәліметтері бойынша тұздың пайда болу процесінің нәтижесін кеніштің табиғи жағдайларына байланысты анықтауға болады. Зертханалық жағдайда жасанды қабат үлгілерінде анықтауға болмайды.

Келесі факторларды  талдаймыз:

-өнімді қабаттың параметрлері-қабат жынысындағы сингенетикалық гипстің құрамы (СГ,%), құмтастылық коэффициенті (К_құм), мұнайгаздылық қабаты (Н,м), тиімді мұнай қанығу қалыңдығы (Һ_тиім), кеуектілік (m), өткізгіштік (к);

-қабат сұйығының және  қабатқа айдалатын сулардың қасиеті,  асфальтты-шайырлы заттардың құрамы (АШ, %), мұнайдағы күкірттің құрамы (S, %), мұнайдың оптикалық тығыздығы (К_оп), кенішке айдалатын сулардың сульфатты-кальцийлі қатынасы ([SO₄^2-]/ [Ca²⁺])

-технологиялық факторлар  ағынды қабат қысымы (Р_қаб, МПа), мұнайлылықтың сырқы нұсқасына қатысты скважинаның құрылымдық жағдайы (L, м).

 

2.4  XIV ҚАБАТТЫҢ 5а БЛОГЫНЫҢ  СКВАЖИНА 

       ЖАБДЫҚТАРЫНДА  ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІН БАҚЫЛАУ  

       НӘТИЖЕСІН  АНЫҚТАУ 

 

Тұз шөгінділерінің ерте түзілуінің қиындықтары пайдалану  объектісінің тура өлшемдерімен және көз мөлшерімен бақылау мүлдем мүмкін емес кезінде тоқтамай жұмыс жасауынан болып отыр.

Әрекет етіп тұрған скважиналарды  пайдаланудың жанама көрсеткіштерінде тұнбалагуды бақылаудың әдістері бар, мысалы скважинаның тиімділігінің  мәліметтері бойынша. Кәсіпшілік тәжірибесі жинақтауда және зерттеу нәтижесінде өндіріліп жатқан скважиналардың біртекті құрылымы мен өнімділікпен және пайдалану тізбегінде жиналған тұнбаның санының арасындағы х=ay^-в тәуелділік түрі бар. 6.1. сурет

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 6.1 ПАЙДАЛАНУ БАҒАНАСЫНДАҒЫ ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ

                    КӨЛЕМІНЕ БАЙЛАНЫСТЫ СКВАЖИНА  ӨНІМДІЛІК 

                    ҚАРҚЫНЫНЫҢ ТӨМЕНДЕУІ

 

6.1 сурет пайдалану  тізбегіндегі тұз шөгінділердің бірлігіне байланысты скважиналардың өнімділігінің құлау қарқыны. Пайдалану тізбегінің диаметрі 146мм скважинада гипс түзілудің шарттарына эмпирикалық тәуелділігі келесідей:

Н=18.6q^-1,46

мұндағы: Н-тұз кептелісінің биіктігі,м;

    q=q_ағын,  q_max- сұйықтықтың ағынды дебитінің тұз түзілуі кезеңінен скважина пайдаланудің сулы кезеңіне дейін тұз түзілу дебитінің қатынасы.

Тәуелділік тұз шөгінділеріндегі дәйекті өлшемдерінің Өзен кенорнының өндіру скважинасындағы пайдалану  тізбегінде гипстің енуі бойынша  анықталады.

Скважинадағы  тұз шөгінділерін  кәсіпшілік динамограмманың берген мәліметтері бойынша тіркеуге болады. (6.2 сурет)

 

СУРЕТ 6.2 СКВАЖИНАДАҒЫ ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІН ТЕРЕҢ

               СОРАПТЫ ЖАБДЫҚ БОЙЫНША БАҚЫЛАУ  ТӘСІЛІ 

1-СҰЙЫҚ ӨНІМІНІҢ ДИНАМИКАСЫ 

2-ЖИНАЛҒАН СУ МҰНАЙЛЫ  ЫҚПАЛЫНЫҢ 

ДИНАМИКАСЫ (w);

3-СКВАЖИНАЛАРДЫ ТҰЗДЫ КЕПТЕЛІСТЕН ТАЗАЛАУ 

УАҚЫТЫ;

КӘСІПШІЛІК ДИНАМОГРАММА СИПАТЫ:

І,ІІІ, – СКВАЖИНАНЫҢ  ҚАЛЫПТЫ ЖАҒДАЙДАҒЫ

ЖҰМЫСЫ;

ІІ,ІV – ТҰЗ ШӨГІНДІЛЕРІНІҢ ЖАҒДАЙЫНДА

 

Мұнай скважиналарының  штангалы сораппен органикалық емес тұздардың енуіне жағдайындағы жұмыстарға көптеген кәсіпшілік бағылау негінде тазалау аймағында тұнбаның пайда болуы негінде және де сорапты жабдықта динамограмманың анық өзгергендігі байқалады. (6.2 сурет, І, ІV). Тұз шөгінділері жоқ уақытта, динамограмма сипаты жабдықтың қалыпты жұмыс жағдайына жауап береді. (6.2 сурет, І, ІІІ, ІV ).

Динамограмма сипаттамасындағы өзгерістерде штангалы тереңдік сораптар еркін газдың түсуіне байланысты сорап цилиндірінен сұйықтың толықтай толмауы сияқты әрекеттерінен келісілген.

Еріткен газдың пайда болуы игеру скважинасында қатты органикалық емес тұздардың шөгіндісінің пайда болуына әсер етеді. Ортадан тепткіш айналымды электросораптармен (ОЭС) скважиналарды пайдалану кезінде скважиналарда және сорапты жабдықта қатты тұзтұнбасының пайда болуын скважинаның дебитінің және динамикалық деңгейінің төмендеуі арқылы тіркеуге болады. ОЭС-да қатты органикалық емес тұз шөгінділерінде сұйықтың динамикалық деңгейі скважина сағасына жетеді.

Мұнай скважинасында  тұз тұнбаларының түскенін табу үшін электрометриялық тәсілдер қолданады. Сонымен карбонат тұнбасының түскенін анықтау үшін термобаралық мәліметтер бойынша ерітіндінің электрлік кедергісінің өлшемдері пайдаланылады. Мысалы ретінде 6.3 суретте ΔСаСО₃ /Δp_о бастапқы меншікті кедергісіне (p_н) тәуелділік келтірілген. Тәуелділік СаСО₃ ерітіндісінің 27⁰ температурада және әртүрлі меншікті кедергісі бар ерітінділердің атмосфералық қысымда құрылған. Кальциттің тұнбалануы ерітіндінің бастапқы электрлік кедергісіне әсер ететінін ескере отырып, электрометриялық өлшеулерде ерітіндінің химиялық қалыптастырылуын жүргізу қажет. Қалыптастырғыш ретінде тұзшөгіндісінің ингибиторы пайдаланылады.

Скважинадан алынған  сынама 2бөлікке бөлінеді, оның біреуіне ингибитор енгізіліп және бастапқы электрлік кедергісі өлшенеді, ал екіншісіне тұнбаның түсуі процесінде кедергіні өлшеуде қолданады.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СУРЕТ 6.3.  СаСО₃ ЕРУІНЕ БАЙЛАНЫСТЫ ЕРІТІНДІНІҢ

                 МЕНШІКТІ ЭЛЕКТРЛІК КЕДЕРГІСІНІҢ  ӨЗГЕРУІ 

 

Ерітіндіден шыққан карбонат саны термобариялық өзгерістерде «тұнбалану потенциялы» деп аталатын келесі қатынастарда көрсетіледі.

мұндағы: р_н, ( ОМ*см) – табиғи жағдайларда (температуралық режимдерде) электрлік кедергінің өзгеруі.

Тұнбалану потенциялы тұздық қосылыстың бірлік концентрациясында  көрсетіледі.

Әрекет етіп тұрған скважинаға мұнай кеніштерінің сулануы кезінде  тұздарды судың сағалық сынамасын  гидрохимиялық көрсеткіштерімен анықтауға  болады.

Скважинада тұз түзілудің  мөлшер бағасында келесі формула  қолданады:

мұндағы:  Δ- 1л судан шыққан тұз саны, г/л;