2. Разработка I и II блоков осуществляется достаточно эффективно, по ним отобрано соответственно, 93,5 % и 87,8 % от НИЗ и даже при существующей системе разработки прогнозируется превышение утвержденного КИН. Выработанность запасов пласта До-б на III блоке существенно ниже – 59,2 % от НИЗ.
Это связано с меньшей эффективностью применяемой системы заводнения на последнем блоке, относительно первых двух и достижение утвержденного КИН без внедрения дополнительных мероприятий по усилению системы заводнения будет проблематичным.
3. Выработка запасов происходит неравномерно, активно разрабатываются лишь запасы нефти в песчаниках, добыча нефти из которых составляет около 98 % от суммарных отборов.
4. Существует необходимость ввода в активную разработку алевролитов, доля балансовых запасов которых составляет более 20 %.
5. Для более эффективной разработки залежи нефти пласта До-б+в необходимы:
а) совершенствование системы разработки пласта До-б путем формирования блочно-очаговой системы заводнения, которая позволит ввести в более активную разработку запасы зон, неохваченных заводнением, заводняемых пластовой водой и характеризующихся низкими охватами заводнением пластов по толщине, зон распространения алевролитов и пласта До-в;
б) ввод в активную разработку запасов части залежи Самарской области;
в) бурение дополнительных добывающих скважин, на участках с высокой плотностью удельных остаточных балансовых запасов и доведение плотности сетки скважин до оптимальной;
г) вовлечение в разработку запасов нефти пластов-алевролитов, находящихся на участках переслаивания их с пластами песчаников путем применения методов увеличения нефтеизвлечения, позволяющих выравнивать фильтрационные сопротивления коллекторов с различной проницаемостью (полидисперсные системы, этилы целлюлозы и др.).
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Механизм и условия формирование АСПО в скважине
Технологические параметры разработки нефтяных месторождений значительной степени зависят от физических свойств пластовых нефтей.
Подавляющее большинство способов разработанных месторождений, применяющихся в настоящее время в практике ,связано с изменением в процессе разработки первоначальных пластовых условий – давления и температуры вследствие чего меняются в процессе разработки и физические свойства пластовых нефтей.
Так, при разработке месторождений на режиме растворенного газа пластовое давления в залежи снижается значительно ниже давление насыщения Pпл<Pнас; для месторождений, разработка которых производится с поддержанием давления, пластовое давления в залежине снижается, как правило, ниже давления насыщения. Однако при закачке в пласт больших количеств холодной воды, используемой для поддержания пластового давления на заданном уровне, может происходить снижение температуры нефти которых в первоначальных пластовых условиях имеют температуру насыщения нефти парафином существенно ниже температуры пласта, снижение пластового давления и температуры разработки не должно приводить к выпадению парафина из нефти.
Поэтому изучение условий выпадений из пластовой нефти парафина, при изменении первоначальных параметров пласта, происходящих в процессе разработки, представляет практический интерес, в особенности для месторождения, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином в первоначальных пластовых условиях
3.2 Состав АСПО
Без знаний о составе и основных свойствах АСПО – основного объекта исследований и борьбы на всех промыслах АО ‘Татнефть”. Не может вестись серьезная работа по анализируемой проблеме. АСПО – природный композитный материал, состоящий из 10 – 15 органоминеральных веществ и соединений.
Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой алгезией к различным поверхностям. Компонентный состав АСПО девонская нефть, данные по исследованиям 1990-1995 г.г. : асфальтены – 15…64, смолы – 6…36 , парафин – 2…40, вода связанная – 4…49, мехпримеси – до15.
Растворимость АСПО в широко применяемых углеводородных растворителях дистиллат К-2 , ШФЛУ – продукты переработки нефти на УПКН составляет не более 55-60 % масс., диспергирующая способность – не выше 10-15 % масс. Поэтому в промысловой практике эффективность промывок лифтов дистиллатом, К-2 снижается, как правило, на поверхности НКТ и штанг остаются трудноудаляемые смолисто-асфальтеновые отложения.
Компонентный состав и структура современных АСПО значительно отличаются от традиционных описанных в литературе и справочной информации парафиновых отложений 60-70-х годов.Отметим основные особенности АСПО 90-х годов:
Чрезвычайно широкая гамма компонентного состава по объектам эксплуатации, не только по площадям, скважинам, но даже по месту выпадения в лифте одной скважины;
Резкое увеличение смолисто-асфальтеновых компонентов, что обусловливает увеличение поверхностей активности, адгезии и снижение отмываемости АСПО;
Значительные структурные изменения в АСПО, превалируют составы эмульсионного типа с повышенным адгезионными и когезионными силами взаимодействия;
Увеличение содержания мехпримесей и связанной воды, что увеличивает прочность структурного каркаса отложений и обусловливает трудноудаляемость их с поверхности металлического оборудования.
Возникает необходимость ориентирования на химреагенты комплексного действия с деэмульгирующим свойствами.
Таким образом, по мере разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.
3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО
3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении
Группа механических методов борьбы с парафином заключается в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая гамма скребков различной конфигурации постоянного и переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой. Созданы скребки, укрепляемые на штангах, известны «летающие» скребки и скребки-центраторы.
Скребки переменного сечения были выполнены так. что при движении вниз они уменьшают свой диаметр, что обеспечивает им свободный проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме скребка один из ножей под действием сил, мешающих движению вверх (наличие парафиновых отложений) перемещается вниз, увеличивая режущий диаметр ножей, и срезает отложившиеся асфальто-смолистые вещества.
АДУ — автоматическая депарафинизационная установка, осуществляющая подъем и спуск скребка в скважину. Одной из конструкций, получивших широкое применение в свое время, являлась установка АДУ-3.Ими оснащались фонтанные и скважины, эксплуатируемые УЭЦН
Дальнейшим усовершенствованием методов борьбы с парафином было применение летающих скребков конструкции УфНИИ. Принцип действия их состоял в том, что они оснащались ножами-крыльями, складывающимися при движении вниз и раскрывающимися при движении вверх.
Перед спуском летающего скребка в насосно-компрессорных трубах устанавливался нижний амортизатор сбрасываемого типа, состоящий из подпружиненного кольца и корпуса с плашками. Последний фиксируют в стыке труб на необходимой глубине. Второй амортизатор – верхний, устанавливался на буферной задвижке фонтанной арматуры взамен лубрикатора.
Движение вниз заменялось под действием собственного веса, вверх струей движущейся жидкости. При этом раскрывшиеся ножи соскабливали парафин с НКТ. Переключение движения на ход вверх или вниз происходило при воздействии скребка на концевой нижний или верхний амортизатор. Было установлено, что минимальными дебитами, при которых летающие скребки нормально работали, были 45-50 т/сут, а давление на буфере – 0,5-1,0 Мпа.
Верхняя предельная величина дебита 180-200 т/сут и буферное давление - 4,5-5,0 Мпа.
Летающие скребки получили ограниченное в применение из-за ряда осложнений. К ним относились постоянные остановки скребков из-за заклинивания в парафиновых отложениях, стыках труб или искривлениях колонны, избежать которых было практически невозможно.
В отдельных скважинах они работали удовлетворительно и могут сегодня использоваться в арсенале средств борьбы с парафином. Скребки для скважин, эксплуатируемых УШГН, могут выполнятся фигурными или пластинчатыми. На каждой штанге укрепляется до 8 скребков .Существенным недостатком пластинчатых скребков является способ их крепления.Он состоит в приварке пластины к хомуту, охватывающему штангу. При этом предполагается, что сварка не повредит штангу, а удерживаться пластина в заданном месте будет за счет деформации хомута при охлаждении.
На самом деле в процессе сварки нагревается и штанга, что, наверняка, вызывает изменении в структуре металла. Кроме того, имеют место случаи их сползания с места установки.
Очистка НКТ от парафина происходит в процессе вращения колонны штанг со скребками. Для этой цели применяют штанговращатели, монтируемые на устье скважины и поворачивающие колонну при движении вниз.
3.3.2 Тепловые методы
Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при воздействие тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:
А) подача в скважину теплоносителей – пара и жидкостей;
Б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой – электронагреватели, химические термогенераторы.