Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть 
Мв, Мн – соответственно,
вязкости воды и нефти в пластовых условиях;
Кф= К21.5,
Где Кф – коэффициент
фильтрации;
К2 –
коэффициент вытеснения, принятый для песчаников равным 0,708 д.ед., для
алевролитов равным 0,5 д.ед.
При этом, в случаях
эксплуатации скважиной нескольких пластов общим фильтром, при различии пластов по
проницаемости более чем в 2,5 раза, пласты с меньшей проницаемостью относились
к не работающим, в остальных случаях их участие в работе скважины оценивалось
пропорционально соотношению их проводимостей.
Работоспособность
изложенного подхода оценки степени охвата пласта заводнением по толщине в
условиях залежей нефти терригенного девона была доказана на многих площадях
Ромашкинского месторождения.
Полученная информация о
состоянии заводнения коллекторов с учетом геологического строения залежи,
начальной нефтеводонасыщенности, химических свойств и состава воды,
коллекторских свойств пластов, расположения скважин относительно зон нагнетания
воды, контуров нефтеносности позволили выяснить причины поступления воды в
скважины, оценить степень участия отдельных пластов в процессе разработки,
заводненные и остаточные ( незаводненные ) толщины пластов и на основании этого
построить карту разработки .
Залежь нефти пласта
До-б+в кыновского горизонта в промышленную разработку введена в 1975г.
Из двух выделенных
пропластков пласта До-б+в в активную разработку вовлечены только запасы
пропластка До-б. В начальный период разработка залежи осуществлялась с применением
законтурного (скв. № 1729, 44, 122, 116, 1803) и частично внутриконтурного
заводнения (скв. № 1708а, 1710).
С середины 80-х годов на
залежи формируется три нагнетательных ряда, ориентированных вкрест длинной оси
(первый ряд- скв. № 1799, 1823, 1713, 1701, 1796; второй ряд- скв. № 1833,
1710, 9269; третий ряд – скв. № 9270, 1786, 1708а) и разделивших тем самым
залежь на 4 самостоятельных блока. С вводом в 1998 году под нагнетание скв. №
45, 1712, 1709 система заводнения трансформировалась в блочную. Практически
одновременно с освоением под нагнетание скважин разрезающих рядов прекратилась
закачка воды в законтурные нагнетательные скважины (1982-1987гг.).
Рассматривая характер
заводнения коллекторов по площади распространения пласта, необходимо отметить,
что основные зоны заводнения приурочены к линиям нагнетания воды и приконтурным
зонам, что свидетельствует о достаточно высокой активности законтурного
заводнения. На участках залежи, где законтурное заводнение отсутствовало,
процессы внедрения воды в залежь протекают весьма вяло (по данным Зевакина
Н.И., ТатНИПИнефть). Это наиболее характерно для части залежи, расположенной на
III блоке (р-н скв. № 1703, 1837, 16,
1785, 1831,1822).
По состоянию на
1.01.2004г. на залежи сформировались две обширные зоны заводнения закачиваемой
водой, приуроченные к I и II разрезающим рядам, и третья, небольшая
зона заводнения, связанная с III разрезающим
рядом.
Наиболее активно процесс
продвижения закачиваемой воды наблюдался до начала 90-х годов. В последующий
период он замедлился, что очевидно связано с существенным ограничением объемов
закачки воды. По-видимому, по этой же причине в приконтурных частях залежи
сформировались своеобразные зоны стягивания, о чем свидетельствует работа
добывающих скважин № 46а, 55, 1792, 1824, обводненность по которым колеблется
от 30 до 50 %, что существенно ниже, чем в зонах активного заводнения
закачиваемой водой и процесс заводнения происходит за счет внедрения
законтурной воды в залежь.
Подобная небольшая зона
выделяется в районе скв. № 1834, 1716, в которых коллекторы заводняются также
пластовой водой и обводненность скважин колеблется примерно в тех же пределах
(31-39 %). Быстрому распространению закачиваемой воды от нагнетательного ряда
скважин препятстствует зона залегания алевролитов в районе скв. № 1716.
Скв. № 1825, вскрывшая
водо-нефтяную зону, в течение 22 лет работала с обводненностью меньше 26 %. С
1999 года наблюдается резкий рост доли воды в продукции, что вероятно связано с
прорывом пластовой воды по наиболее проницаемым прослоям из нижезалегающих водоносных
коллекторов.
Часть залежи пласта До-б,
расположенная на территории Самарской области, до конца 1992г. разрабатывалась,
по сути, на естественном режиме и признаки заводнения пласта наметились лишь в
скв. № 1838, 1822, 1787, где обводненность достигла 14- 20 %, при начальной равной
1-3 %.
По части залежи, расположенной
на территории Республики Татарстан, по состоянию на 1.01.2004г., заводнением
охвачено 86,4 % площади нефтеносности пласта До-б. При этом площади,
заводняемые закачиваемой водой, несколько больше, чем пластовой водой и
составляют 59,2 %. Зоны пласта, сложенные песчаниками и переслаиванием
песчаников и алевролитов близки между собой по величине коэффициента охвата
заводнением по толщине и площади пласта. Значительно в меньшей степени охвачены
заводнением зоны залегания алевролитов (64%), тем не менее это свидетельствует
об их участии в процессе выработки запасов залежи и о возможности ввода их
запасов в более активную разработку.
Результаты анализа охвата
пласта заводнением по толщине показывают, что его величина в значительной мере
определяется как условиями залегания коллекторов в интервале пласта До-б и их
коллекторскими свойствами, так и источниками заводнения (закачиваемая вода, законтурная
пластовая вода). Так наибольшей средней величиной охвата пласта заводнением по
толщине отмечаются интервалы пластов, сложенных песчаниками, в зонах заводнения
закачиваемой водой.
Такая же величина охвата
характерна и для прослоев песчаников в зонах, сложенных переслаиванием
песчаников и алевролитов, но если рассматривать величину охвата от суммарной
толщины прослоев-коллекторов, включая и алевролиты, то она оказывается существенно
меньшей, соответственно 0.78 д.ед. и 0.56 д.ед .
В случаях заводнения
пластовой водой, во всех выделенных трех зонах по условиям залегания, величины
охвата пласта заводнением по толщине в 2-3 раза меньше. Очевидно, что запасы
рассматриваемых зон, так же, как и зон, не охваченных заводнением и сосредоточенные
в алевролитах, должны быть основными объектами разработки.
В целом, по части залежи
пласта До-б, расположенной на территории Республики Татарстан, средняя величина
охвата пласта заводнением по толщине составляет 0,52 д.ед.
Анализ
состояния выработки запасов выполнялся в соответствии со степенью вовлеченности
запасов нефти в разработку по сформированным блокам залежи пласта До-б. При
этом, в процессе анализа, оценивались начальные балансовые запасы по каждому из
блоков, начальные запасы по площади в той или иной степени охваченной
заводнением, запасы нефти в заводненном поровом объеме пласта и,
соответственно, текущие коэффициенты нефтеизвлечения и вытеснения, позволяющие
судить о степени и интенсивности выработки запасов и достоверности оценки
остаточных (незаводненных) запасов и запасов нефти в заводненных промытых
поровых объемах. Запасы нефти на заводняемой площади и в заводненном объеме
определялись на основании результатов анализа состояния заводнения коллекторов.
Достоверность выполненной
оценки выработки запасов определяется по степени соответствия фактических
коэффициентов вытеснения в заводненных объемах коэффициенту вытеснения нефти
водой, величина которого принята по лабораторным исследованиям и утверждена в
подсчете запасов равной 0,708 д.ед.
Результаты анализа
показывают, что в среднем по активно разрабатываемой Татарстанской части залежи
пласта среднее значение КВН в заводненном объеме составляет 0,737 д.ед., что на
0,029 д.ед. выше коэффициента вытеснения, принятого в подсчете запасов нефти
1993 года по лабораторным данным.
Подобное несоответствие,
очевидно, связано с занижением значений коллекторских свойств и соответственно
запасов нефти и более высокими фактическими значениями фильтрационных свойств
коллекторов, что нередко выясняется при выполнении геолого-промысловых анализов
и является вполне приемлемым.
В 2004 году на
технико-экономическом Совете ОАО «Татнефть» (протокол № 1946/05-9 (002) от
22.06.2004 г.) было принято решение о перераспределении извлекаемых запасов
нефти кыновского горизонта Нурлатского месторождения по Самарской области и
Татарстану с изменением КИН (по Татарстану – увеличение до 0,481 д.ед.).
Снижение КИН на участке Самарской области до 0,241 связано с тем, что около 70
% объема пластов-коллекторов сложены низкопродуктивными породами -
алевролитами.
Согласно карте рельефа
дневной поверхности на рассматриваемой территории протекает река Б. Черемшан. В
этой зоне предполагается снижение гипсометрических отметок кровли продуктивных
отложений и увеличение содержания глинистого материала в терригенных породах
кыновского и бобриковского возрастов. Такая закономерность установлена авторами
по ряду месторождений РТ (Пионерскому, Ново-Елховскому, Аканскму). Низкие
начальные дебиты нефти в пробуренных скважинах: № 1850-500 л/сут, № 1843- 3 м3 /сут, № 53- 2,3 м3/сут, № 63- 2 м3 /сут, № 96- 980 л/сут.
говорят в пользу выдвинутой авторами гипотезы.
По состоянию на
1.01.2004г. в целом из пласта До-б+в Нурлатского месторождения отобрано 3369
тыс.т нефти (74,1 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН равен 0,311
д.ед.
По части залежи,
расположенной на территории Татарстана, накопленная добыча нефти равна 3199
тыс.т (82,4 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН достигнут 0,397
д.ед.
Поскольку конечный КИН не
дифференцировался по группам коллекторов, поэтому оценка выработки запасов из
песчаников и алевролитов проводилась на качественном уровне, исходя из запасов
нефти в заводняемой зоне и в заводненном объеме, полученных в результате
анализа состояния заводнения коллекторов.
На основании результатов
подобного распределения около 89% всей добычи нефти по пласту До-б
Татарстанской части залежи отобрано из песчаников.
При анализе выработки
запасов по блокам залежи пласта До-б распределение добычи нефти между ними
проводилось по работе скважин, расположенных в их пределах, при этом добыча
нефти по скважинам разрезающих рядов делилась поровну между смежными блоками.
Выработанность
запасов пласта До-б по I - III блокам существенно различаются. Так
по I блоку отобрано 1618 тыс.т или 93,5 %
от начальных извлекаемых запасов и практически достигнут утвержденный КИН.
Коэффициент нефтеизвлечения на заводняемой площади составляет 0,478 д.ед., что
на 0,003 д.ед. ниже утвержденного КИН. Выработанность запасов по группам
коллекторов мало отличается от состояния выработки всего пласта До-б Татарстанской
части залежи. Из всей накопленной добычи нефти 98 % отобрано из песчаников, по
которым текущий КИН равен 0,507 д.ед. По алевролитам он составляет всего 0,071
д.ед.
Таким образом,
неоднородность состава пород по разрезу ведет к неоднородности выработки
запасов нефти в них содержащихся.
Учитывая то, что
добывающие скважины продолжают отбор нефти из заводняемых зон, а также более
200 тыс.т балансовых запасов нефти не охвачены заводнением, вполне очевидно,
что утвержденный КИН на блоке будет существенно превышен.
Основными резервами для
дальнейшей разработки являются запасы нефти в зонах, заводняемых пластовой
водой, где охват заводнением по толщине составляет 0,30 д.ед., и зоны, не
охваченные заводнением, а также запасы нефти, сосредоточенные в алевролитах. Разработка
последних будет, очевидно, сопряжена с вышеуказанными сложностями, поскольку
основная часть их запасов находится в зонах переслаивания с песчаниками, что
крайне затрудняет выбор и применение методов увеличения КИН.
По II блоку, по состоянию на 1.01.2004г.,
отобрано 1068 тыс.т нефти, что составляет 87,8 % от начальных извлекаемых
запасов, текущий КИН равен 0,447 д.ед. Как показывают результаты анализа
состояния заводнения коллекторов, запасы нефти в той или иной степени охвачены
процессом заводнения на всей площади блока, однако вырабатываются опять же лишь
запасы нефти, содержащиеся в песчаниках. Но разработка запасов песчаников, как
и на I блоке, происходит неравномерно.
Наиболее интенсивно процесс разработки протекает в зонах заводнения закачиваемой
водой, где охват заводнением по толщине в среднем составляет 0,68 д.ед., в
зонах заводнения пластовой водой его величина равна 0,35 д.ед.
Таким образом, основные
мероприятия по совершенствованию разработки блока должны быть направлены на
более полный охват пласта заводнением в зонах заводнения пластовой водой и
выбора методов, позволяющих выравнять фильтрационные сопротивления пород с
разными проницаемостными характеристиками. Третий блок залежи отличается от
первых двух существенно меньшей степенью выработанности запасов. Накопленная
добыча нефти составляет 513 тыс.т. Текущий КИН по нему равен 0,286 д.ед.,
выработка начальных запасов составляет 59,2 %. Причина такого отставания заключается,
очевидно, в меньшей эффективности системы заводнения, сформированной на блоке:
отсутствие законтурного заводнения, экранизация влияния закачки от восточного
нагнетательного ряда (скв. № 9270, 1786, 1708а) зоной распространения
алевролитов.
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|
|
