Об этом свидетельствует существенно меньший средний охват пласта заводнением по толщине равный 0,42 д.ед. (на двух первых блоках он соответственно равен 0,65 д.ед. и 0,57 д.ед.) Как и на первых двух блоках, с опережающими темпами вырабатываются запасы нефти, содержащиеся в песчаниках.

Залежь нефти пласта До-б, расположенная в Самарской области, разрабатывалась практически на естественном режиме. В конце 1992г. большинство добывающих скважин блока были переведены в консервацию. За весь период разработки из пласта отобрано 170 тыс.т нефти, что составляет 27,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,065 д.ед.

Выполненный анализ заводнения кыновских коллекторов и выработки запасов позволяет отметить следующее:

1. По состоянию на 1.01.2004г. в активную разработку введены только запасы пласта До-б Татарстанской части залежи, по которой отобрано 83,9 % от начальных извлекаемых запасов, достигнутый КИН равен 0,404 д.ед. Разработка запасов рассматриваемого пласта в пределах Самарской области осуществлялась на естественном режиме, отобрано 27,2 % от НИЗ. Запасы пласта До-в в разработку не введены.

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