Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Общий спад производства топливно-энергетических ресурсов, начавшийся в 1988 г., резко обострился в связи с распадом СССР, когда были серьезно нарушены хозяйственные связи отраслей ТЭК с предприятиями машиностроения и металлургии, особенно с теми, которые расположены в странах СНГ.В дальнейшем, с началом радикальных экономических реформ быстрая инфляция при искусственном сдерживании цен на энергоресурсы, чрезмерные кредитные ставки и высокие налоги не могли обеспечить самоокупаемость и самофинансирование предприятий ТЭК. Это резко сократило капитальные вложения в добывающие, перерабатывающие и энергопреобразующие отрасли, что не могло не вызвать спад производства фактически во всех отраслях ТЭК. В 1998 г. добыча нефти упала на 25%, газа - на 6%, переработка нефти - на 30%.

Итоги работы отраслей ТЭК за 2001 г. показывают проявление некоторой тенденции стабилизации обьемов производства топливно-энергетических ресурсов. Их производство в целом в 2001 г. сократилось на 0,8% по сравнению с 2,5% в 2000 г., а добыча газа даже на 1% превысила уровень 2000 г. Некоторая стабильность, достигнутая в работе отраслей ТЭК, еще не отражает улучшение общего состояния экономики страны. Структура экономики за годы перестройки настолько перекосилась в сторону топливно-энергетического комплекса из-за падения производства в других отраслях, что ситуация начала принимать угрожающий характер. Об этом свидетельствует то, что за 2001 г. поступление в бюджет от отраслей ТЭК составило более 60%, в то время как от всех остальных отраслей - менее 40%, хотя в бюджете 2001г. было предусмотрено 39% от ТЭК и 61% от остальных отраслей. Следовательно, экономика страны, кроме ТЭК и ряда сырьевых отраслей, фактически не работает или находится на грани остановки.

Проводимая правительством РФ политика снижения инфляции любой ценой под лозунгом “вначале стабилизация, затем - экономический рост” не привела к созданию благоприятного инвестиционного климата и условий для экономического роста. Стабилизация экономики через жесткое формальное планирование денежной массы хотя и снизила темпы инфляции почти до нуля, но была осуществлена за счет колоссального роста неплатежей, в первую очередь, отраслям ТЭК, так как потребители его продукции фактически не несут никакой ответственности за неплатежи.

Если в целом по РФ взаимные неплатежи предприятий к концу 2001 г. достигли 471,5 трлн. руб.(а с учетом неплатежей в бюджет и долгов самого государства-981,3 трлн. руб.), неплатежи в ТЭК только за 2001 г. возросли в 2 раза и составили 223,5 трлн. руб., т.е. приблизились к уровню имеющийся денежной массы в стране, составляющей около 272 трлн. руб.

Наибольшие объемы и темпы роста дебиторской задолженности имеются в электроэнергетике и нефтегазовой отрасли. Общая сумма дебиторской задолженности этим отраслям ТЭК превысила 221 трлн. руб. и продолжает расти. Такой рост происходит на фоне сокращения темпов инфляции. Таким образом, отрасли ТЭК в условиях проводимой жесткой политики стабилизации превратились в кредиторов многих отраслей промышленности, сельского и коммунального хозяйства. Произошло “обезденежнивание” всей производственной сферы.

Сложилась такая ситуация, когда отрасли ТЭК, с одной стороны, выступают в качестве кредитора фактически всех отраслей экономики, с другой - сами вынуждены подавлять другие отрасли высокими ценами на энергоресурсы из-за существующей налоговой системы. В условиях, когда в структуре цены на газ налоги составляют свыше 60%, а на нефть 45-75%, соответственно значительно повышаются цены на энергоносители. Высокая энергетическая составляющая в цене на продукцию остальных отраслей промышленности, в первую очередь, энергоемких, ведет к их разрушению. На этот процесс также влияют естественные монополии неэнергетического профиля: транспорт, связь, деятельность которых фактически не регулируется государством.

Для выхода из этого тупикового положения еще в конце 2000г. некоторые руководители естественных монополий по инициативе Минтопэнерго РФ предположили снизить цены на продукцию и услуги ряда базовых отраслей промышленности. В правительство было внесено предложение, согласованное с Министерством путей сообщения, РАО «Газпром», РАО «ЕЭС России», Министерством промышленности и ГП «Росуголь», по снижению цен на продукцию и услуги в трех естественных монополиях: электроэнергетике, нефтегазовой промышленности и на железнодорожном транспорте. Предполагалось снизить цены на газ с 1 октября 2001г. на 30-40%, тарифы на железнодорожный транспорт на 30%, цены на электро- и тепловую энергию стабилизировались на уровне цен 1июля 2001г. Между участниками этого альянса предполагалось заключить ценовое соглашение о снижении цен на продукцию металлургической, угольной и других отраслей промышленности. От такого снижения цен выигрывала вся промышленность, а загнанное в тиски сельское хозяйство получило бы тройное послабление: по электроэнергии, транспорту, снижению цен на удобрения, сырьем для производства которых является природный газ. Осуществление этих мероприятий благоприятно повлияло бы и на развитие нефтяной промышленности. В нефтяной промышленности, как одной из энергоемких отраслей, при снижении цен на электроэнергию и транспорт сразу снизятся затраты на производство продукции, что позволит стабилизировать цены на нефть и нефтепродукты. Снижение издержек производства в нефтяной промышленности является одним из важнейших не только для предотвращения дальнейшего падения добычи, но и для создания условий, способствующих оживлению инвестиций в эту отрасль.

Следующим наиболее болезненным фактором, сдерживающим приток инвестиций в отрасли ТЭК, является существующая запутанная многоуровневая система налогообложения, которая не позволяет предприятиям отрасли аккумулировать средства в фонд накопления для дальнейшего инвестирования в производство. За 2001г. из 1081 предприятия в отраслях ТЭК 34,1% оказались убыточными, убытки по ним составили 7,5 трлн. руб. В угольной промышленности число убыточных предприятий наибольшее - 58,9%, в газовой- 33,3%, нефтяной -27,1% и электроэнергетике -25,5%. В этих условиях основными источниками финансирования капитальных вложений становятся амортизационные отчисления, фонды восстановления минерально-сырьевой базы, отвлечения из оборотных фондов и для прибыльных предприятий - небольшая доля от прибыли и фактически отсутствие заемных средств из-за высоких ставок на кредиты.

Объем инвестиций за счет всех источников финансирования по Минтопэнерго РФ в 2001г. составил 104 трлн. руб., что в сопоставимых ценах на 11,9% ниже уровня 2000г. Намеченную программу по капитальным вложениям выполнило только РАО «Газпром» -107,7%, предприятия электроэнергетики - на 70,4%. Наиболее крупное сокращение капитальных вложений произошло в нефтяных компаниях «Юкос»- на 42%, «Славнефть» -на 41% и Тюменской нефтяной компании -на 35%.

По мнению многих экспертов, только в нефтяной промышленности для достижения необходимого уровня добычи в 2001г., равно 315 млн.т. требуются инвестиции объемом 335 млрд. деноминированных рублей. При существующей системе налогообложения объем инвестиций в эту отрасль вряд ли превысит 150-160 млрд. руб., что заранее предопределяет дальнейшее снижение добычи нефти. Аналогичное положение будет складываться в других отраслях ТЭК, который в настоящее время является единственным гарантом от развала экономики страны.



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Красноленинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 г. Талинская площадь месторождения административно находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского национального округа тюменской области. Крупным ближайшим населенным пунктом является г. Нягань расположенный вдоль железной дороги Ивдель-Обь. В непосредственной близости от г. Нягань расположены месторождения стройматериалов. Разведанные запасы минерального сырья пригодного для строительных целей, составляют: глин - около 5 млн. м3, строительных песков и песчано - гравийной смеси- более 28 млн.м3.

Климат района континентальный с продолжительно суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет минус 1,8, средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 25, а средняя температура июля+15. Среднегодовое количество осадков 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снегового покрова составляет 0.7 м, достигая в пониженных участка 1,5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля - начале мая.

Описываемая площадь находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозивным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большей части площади 150-160м. Почва в районе подзолисто-аллювиально-глеевая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ега, Тал, Ендырь, Сеуль, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь - июль) может быть судоходна для не глубокосидящих плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в Юго-Восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Крупный источник водоснабжения р. Обь удалена от месторождения на расстояние, превышающее 50 км.

В разрезе Талинской площади выделяются два гидроэкологических этажа. Воды нижнего гидроэкологического этажа отделяются от верхнего комплекса толщей водоупорных морских глин олигоцен - турона. Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25 г/л), хлоридно-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственного питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего - олигоцен - четвиртичного комплекса. Выполненные расчеты показали, что прогнозная производительность водозаборов превышает потребность в воде на перспективу.

Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

На 01.01.90г. в исследуемом районе на левобережье р. Оби открыты Красноленинское, Каремпотское и Эргинское месторождения.

В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Южно - Талинская, Ем - Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно - Ингинская, Сосново - Мысская, Лебяжья, Поснокортская, Елизаровская и Логовая площадь.

Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 г., по результатам которых за период 1957 - 1969 гг. составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам А и Б выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении.

В 1971-1972 г. СП-19 / 71-72 Тюменской комплексной геологоразведочной экспедицией проводили сейсмические работы методом отраженных волн на Ем-Еговской структуре, в результате которых к северо-западу от Ем-Еговского поднятия выявлено Талинское поднятие. Площадные сейсмические исследование (МОВОГТ) в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей проводились в период 1980-1983 годов. По результатам этих исследований составлены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т, Б, М и Г, а по результатам работ СП-88 /81-82, СП 87 /82-83 , СП - 88/82-83 составлены структурные карты и выделены границы распространения горизонта Т2, контролирующего зону распространения Шеркалинского горизонта. В 1985-1988 гг. в соответствии с программой Миннефтепрома на Талинской, Южно-Талинской площадях СП-13 ПО «Тюменнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б. Что позволило уточнить контуры нефтеносности и наметить бурение ряда разведочных скважин в 1990-1991годах.

Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период 1960-1968гг. по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территорий Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении.

Первая промышленная нефть выявлена в 1962 г. на Каменной площади, а в 1963 г. признаки нефтеносности Тюменской и викуловской свит, установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская. Поисково-разведочными работами в период 1975-1982 гг. доказано необходимость объединения всех выявленных в отложении Тюменской свиты залежи в единое Красноленинское месторождение.



1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Красноленинского нефтегазоносного района и в частности Талинской площади участвуют различные комплексы пород - от докембрийских до современных включительно. Максимальный разрез вскрыт на глубину 3934 метра. В строении фундамента принимают участие породы докембрийского, палеозойского и триасового возрастов. Они составляют несколько формационных комплексов, каждый из которых отражает определенный тектонико-магматический этап.

Докембрийские образования, слагающие нижний этаж, приурочены к осевой части Шаимско-Айторского антиклинория. Представлены биотитовыми, хлорито-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами.

Докембрийский возраст пород принят, в основном, на основании сопоставления с аналогичными породами Урала и Березовского района. Вскрытая мощность составляет 1214 метров (скважина 800).

Палеозойские образования (второй структурный этаж) представлены менее метаморфизованными или неметаморфизованными породами. Они развиты на крыльях антиклинорий и в синклинорий и установлены практически на всех площадях района. Представлены самыми разнообразными породами, среди которых широко развиты: различные сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно - вулканические и другие образования. Толща разновозрастных пород складчатого основания прорвана многочисленными интрузиями преимущественно кислого, меньше основного и среднего составов. Возраст их, определенный по методу сравнительной дисперсии Б.С. Погореловым средне-верхне-палеозойский.

Древние коры выветривания развиты по докембрийским и палеозойским отложениям. Они представляют интерес как коллекторы нефти нералогический и химический состав пород коры выветривания преимущественно каолинитовый. С известной долей условности время начала формирования коры принимается пермско-нижне-триасовым.

В основание осадочного чехла Красноленинского свода на выветренных породах коры выветривания с угловым и стратегическим несогласием залегают породы тюменской свиты. В сводовых частях локальных структур, где кора выветривания частично размыта осадочными отложениями, подстилаются неизмененными или слабоизмененными породами доюрского образования. Мощность тюменской свиты колеблется от 0 до 330 м. Максимальные мощности отмечаются в пониженных участках рельефа фундамента. По направлению к сводным участкам рельефа по фундаменту мощности тюменской свиты сокращаются за счет выклинивания нижних слоев разреза.

В отложениях тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.

Нижняя подсвита распространена в глубоких прогибах между поднятиями и на склонах Красноленинского свода. Подсвита расчленяется на три пачки. Нижняя и средняя в объеме геттан - синемюрских ярусов, верхняя - плинбахского и самых низов тоарского ярусов. Осадки двух нижних пачек имеют весьма ограниченное распространение. В пределах Красноленинского свода эти отложения вскрыты в глубоких прогибах между поднятиями на Мало-Атлымской и Талинской площадях.

Осадки верхней пачки, как и первых двух, выполняют наиболее погруженные впадины и межструктурные прогибы, но прослеживаются на значительно большей площади Красноленинского свода.

В пределах Талинской площади породы нижней подсвиты объединяются в шеркалинский горизонт, который прослеживается узкой полосой вдоль западного склона Красноленинского свода. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные горизонты рассматриваемого района: ЮК10 и ЮК11. Общая мощность пород нижней подсвиты тюменской свиты достигает 100 м.

Породы рассмотренной подсвиты перекрываются породами средней и верхней подсвит тюменской свиты среднеюрского возраста. Они сложены аргиллитами с прослоями и линзами песчаников, которые как по размеру, так и по площади имеют ограниченное распространение. Изредка встречаются многочисленные линзочки углей, углистых аргиллитов.

К линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-9 Они перспективны в отношении нефтегазоносности, доказательством чего служат полученные притоки нефти из скважин № 105, 115, 134, 174, 181 и др.

Граница между тюменской свитой и корой выветривания является одним из характерных реперов при выполнении детальной корреляции. На каротажных диаграммах она выражается в изменении поведения линии кавернограммы, в частности, наблюдается увеличение диаметра скважины и резко понижение кажущегося сопротивления на кривых КС. В случае если кора выветривания размыта и породы тюменской свиты отлагались непосредственно на фундаменте, граница характеризуется на каротажных диаграммах резким повышением кажущихся сопротивлений (максимальные значения), пониженными значениями собственных потенциалов.

Отложения тюменской свиты с размывом перекрываются абалакскими глинистыми породами морского происхождения. Их возраст соответствует келловой + оксфорд + кембриджского ярусов верхней юры. Абалакская свита является региональной для нефтяных горизонтов тюменской свиты. Следует отметить, что на Красноленинском своде в абалакских отложениях присутствует высокопродуктивный 1,5-2 метровый карбонатный пропласток. В настоящее время разработан комплекс мероприятий по его поиску и изучению.

Граница между абалакской и тюменской свитами на диаграммах стандартного каротажа характеризуется резким увеличением кажущихся сопротивлений пород и сужением диаметра скважин за счет наработки глинистой корки.

Необходимо отметить, что кровля тюменской среды и подошва шеркалинского горизонта является основными отражающими горизонтами на Красноленинском своде, по которым проводятся сейсмические исследования.

Вышележащие породы юрской системы представлены отложениями баженовой свиты. В составе меловых отложений Красноленинского района выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. В отношении нефтегазоносности на данной территории основной интерес представляют породы викуловской свиты.

Палеогеновые отложения широко развиты в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на меловых отложениях.

Осадочные породы палеогеновой системы представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Палеоцен, эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы верхов нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис.

Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато-серыми, кварцевато-палевошпатовыми, с прослойками глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На северо-востоке района встречаются различные по размерам отторженцы.

1.3 Тектоника

Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабовытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длиной и короткой оси 165-117 км соответственно.

С севера свод отделен от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским мегапрогибом, а с запада и с северо - запада граничит с Шеркалинской моноклиналью. Мутомская котловина ограничивает Красноленинский свод с запада. С юга, посредством Потымской седловины, происходит его сочленение с Шаимским мегавалом.

Амплитуда свода по отражающему горизонту Б (верхняя юра) составляет относительное днище мутомской котловины 100-150 м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350 м.

Таким образом свод в современном структурном плане представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении в сторону Ханты-Мансийской впадины.

В границах собственно Красноленинского свода выделяется ряд структур второго порядка: Ендырьская, Потымецкая и Средненадымская. Первые два разделяются Кальмановским прогибом.

В настоящее время наиболее детально в тектоническом отношении изучен Талинский вал и Ем-Еговская площадь. В 1994-95 г.г. в пределах указываемых объектов проводились детальные сейсмологические работы.

Имеющиеся на сегодня данные сейсморазведочных работ позволяет выделить в разрезе тюменской свиты отражающий горизонт Т2 (первый во времени устойчивый горизонт над палеозоем). Данный горизонт привязывается к кровли шеркалинского, осадочные породы которого выполняли эрозионно-тектонические врезы в рельефе доюрской эрозионной поверхности.

В пределах Талинского вала по кровли доюрского основания выделяются, как уже отмечалось, три антиклинальные складки: Талинская, Северо-Талинская и Южно-Талинская, а в прилегающей части Потымской седловины - две: Валентиновская и Малохорская.

По кровле продуктивного пласта ЮК11 структурный план наряду с некоторым выхолаживанием, в целом сохраняет очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пласта накапливались в прогибах, разделяющих вышеперечисленные структуры третьего порядка.

По кровле Тюменской, Баженовской, Фроловской свит и вышележащих стратиграфическим горизонтам одновременно с продолжающимся выхолаживанием снизу вверх, наблюдается перестройка Талинской, Северо-Талинской складок в структурный нос, раскрывающийся в северном направлении.

Анализ полеоструктурных карт и профилей показал, что Талинский вал и осложняющие его локальные поднятия, отмеченные в промежутке времени, развивались комфортно. В тоже время отмечается и незначительная перестройка структурного плана. Так на ранних этапах развития Талинского вала в его северной части существовал неглубокий прогиб, отделяющий Северо-Талинское поднятие от собственно Талинского. В более позднее время этот прогиб трансформировался в седловину, а затем постепенно выхолаживался и совсем исчез.

Уже на раннем этапе в пределах исследуемой площади намечались черты современного структурного плана по подошве осадочного чехла, окончательное формирование которого завершилась внеоген - четвертичное время, когда Красноленинский свод испытал наклон в юго-восточном направлении. Вследствии этого резче обозначились Талинское, Южно-Талинское, Валентиновское и Малахорское поднятия.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоностность в пределах Красноленинского района связана с отложениями тюменской, абалакской, баженовой и викуловской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены практически повсеместно. В отложениях викуловской свиты залежи нефти выявлены на Ем-Еговской, Пальяновской, Каменной, Лорбинской, Лебяжьей, Елизаровской, Логовой и Талинской площадях.

Самыми высокопродуктивными в данном районе являются залежи нефти, связанные с нефтегазоностными отложениями пластов ЮК10-11(шеркалинский горизонт), залегающие в основании тюменской свиты и распространяющиеся узкой полосой вдоль западного склона Красноленинского свода на Талинской площади.

Продуктивные отложения тюменской свиты (пласты ЮК2-9), являющиеся одним из объектов поисков и разведки в пределах Красноленинского свода, имеют площадное распространение и отличаются очень сложным геологическим строением залежи.

Основываясь на детальной корреляции разрезов скважин Тюменской площади, проведенной по результатам метрологических, петрофизических и промыслово-геофизических исследований в наиболее полных разрезах тюменской свиты, выделено 10 песчано-алевролитовых пластов. Промышленные притоки нефти связаны с пластами ЮК2-3 ,ЮК4-8, ЮК10-11.

По результатам геологоразведочных работ водонефтяные контакты с некоторой долей условности устанавливаются по продуктивным пластам ЮК2-3 на абсолютной отметке - 2430 м, ЮК4-5 - 2452 м, ЮК7-8 - 2552 м.

В настоящее время на Талинской площади эксплуатируются пласты ЮК10 и ЮК11,которые характеризуются значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационной характеристикой, имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопостовима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10.

Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2 метров) пропластками. Учитывая, что толщина пропластков связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин.

Степень вовлечения запасов нефти, сосредоточенных в нижней, более выдержанной пачке пласта ЮК10, будет выше, чем в верхней.

В таблице 1.1 дана геолого-физическая характеристика пластов.

нефтегазовый промышленность скважина красноленинский

Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Тюменская свита	Объект ЮК10	Объект ЮК11	Объект ЮК10	Объект ЮК11
Средняя глубина, м.	2600	2700	2700	2600 - 2650
Тип залежи	литологический	пластовый стратиграфически и литологически экранированный	неструктурный литологически и стратиграфически экранированный	пластовый стратиграфически и литологически экранированный	неструктурный литологически и стратиграфически экранированный
Тип коллектора	терригенный трещиновато- поровый	поровый, порово-трещиноватый	поровый, порово-трещиноватый
Абсолютная отметка ВНК	2606	2600-2606	2606-2650	2598-2626
Средневзвеш. нефтенасыщенная толщина, м	44	16	7,1	7,6	11,0
Средняя проницаемость, мД	5	58	40
Средняя пористость, %	14	14	14	15,7	15,7
Начальное пластовое давление, МПа	25,5	25	25	25	25
Пластовая температура, 0С	100	100	100	105	105

Таблица 1.2 Свойства нефти продуктивных горизонтов

Параметры	Тюменская свита	Объект ЮК10	Объект ЮК11	ЮК10	Объект ЮК11
Вязкость нефти в пласте, мПа·с	0,14	0,36	0,36	0,43	0,43
Газонасыщенность, м3/т	136,8	210	210	160-210	160-210
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	832	830	830	810	810
Содержание серы в нефти, %	0,27	0,29	0,29	0,29	0,29
Содержание парафина, %	2,53	3,25	3,25	3,2	3,25

1.5 Свойства пластовых жидкостей и газа

На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методом газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛМХ-8МД. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.

Как видно из таблицы, пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 1050С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. Так, газосодержание составляет от 140 м3/м3. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30 % от общего объема исследований) равно или выше пластового давления. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м3), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.

Молярная доля метана в пластовых нефтях горизонта ЮК10 изменяется в широких пределах (22-44%). В нефтях пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32 %. Для нефтей характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.

Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 85-95, в то время как в нефти пласта ЮК10 он равен 67-89.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100.

Разгазированные нефти пластов ЮК10, ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 3500С больше 45 %, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие. Технологический шифр нефтей - 1Т1П2.

Анализ данных по химическому составу вод показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатного типов. Установлена тенденция к снижению минерализации и содержания практически всех ионов на пласте ЮК11 независимо от типа воды. В пластовых водах наблюдается присутствие сульфат ионов до 39 мг/л. Исследуемая пластовая вода нестабильна в отношении образования карбонатов кальция и магния. Были проведены исследования химического состава воды, рН по скважинам и на основании полученных данных сделан расчет показателя стабильности. Было установлено, что 30 % обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5. Это говорит о том, что эти скважины являются солеобразующими. В связи с этим проводятся мероприятия, направленные на борьбу с отложениями солей в скважинах.

1.6 Конструкция скважин

Крепление скважин пробуренных на объект ЮК10-11 осуществляется в соответствии с технологическими регламентами. Конструкция добывающих скважин одноколонная. Предусматривается спуск направления диаметром 324 мм на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление комплектуется из труб ГОСТ 632-80, оборудуется башмаком Б-324. Цементируется направление до устья портландцементом ПЦТ-ДО-50. Плотность цементного раствора должна быть 1,83 гр/см3. Перед тампонажным раствором закачивается 1 м3 воды.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 600 м с целью перекрытия пород, склонных к интенсивным обвалам. Применяются трубы ГОСТ 632-80, оборудуется кондуктор башмаком БК-245, центрирующими фонарями ЦЦ 245/295-320-1 в количестве 3-х штук: один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй на 10 м выше и третий - на верхней трубе. Кондуктор цементируется портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья, плотность цементного раствора должна быть 1,83 гр/см3. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 5 м3 технической воды.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину, используются трубы ГОСТ 632-80 с нормальной резьбой. Колонна оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146-1, центрирующими фонарями ЦЦ 145/191-216-1 в количестве 8-и штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга, один в башмаке кондуктора.

Предусматривают установку заколонного пакера ПГГ-146 для изоляции нефтеносного и водоносного горизонтов, если расстояние от интервала перфорации до источника обводнения до 10 м и мощность плотной глинистой перемычки меньше 2-х м пакер не применяется. На колонне устанавливают (со стороны перемычки меньше 2-х м) центраторы через каждые 5 м на участке длинной 20 м от границы интервала перфорации. Дополнительно на участке длинной 10 м от интервала перфорации через каждые 0,5 м размещают скребки и турбулизаторы.

При толщине глинистой перемычки дольше 4 м на колонне устанавливают центраторы. В качестве уплотнительной смазки труб во всех случаях применяется Р-402.

Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 250 м), верхняя часть в интервале 250-1238 м цементируется глиноцементом ПЦТ-ДО-100 с плотностью 1,48 гр/см3 (добавка глинопорошка до 14 % к массе портландцемента), продуктивная часть разреза в интервале 1238-1460 м цементируется портландцементом марки ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,80 гр/см3. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается до 10 м3 буферной жидкости (техническая вода, обработанная 0,6 % сульфанола).

Для обеспечения подъёма тампонажного раствора на проектную высоту в одну ступень и недопущения гидроразрыва пластов в процессе проводки скважин и спуске эксплуатационной колонны необходимо принимать следующие меры:

-ограничение скорости спуска бурильной и обсадной колонн (до кровли уватской свиты скорость спуска не должна превышать 1,0 м/с, а ниже 0,4 м/с);

-производство промежуточных промывок при спуске эксплуатационной колонны через каждые последующие 30 спущенных труб, начиная от кровли уватской свиты, а также при возникновении осложнений (посадки, затяжки, разгазирование раствора и др.);

-статическое напряжение сдвига глинистого раствора УКП-80 или буровыми компрессорами;

-ограничение скорости продавливания;

-перфорацию производить перфораторами ПКС - 80 ИЭР, мощность залпа за один спуск не должна превышать 10 отверстий;

При близком расположении (10 м и менее) нефте-, водо- и газоносных горизонтов и их малой мощности, либо отсутствие плотных перемычек между ними, обводнение скважин в первую очередь определяется величиной депрессии создаваемой при освоении и эксплуатации.

Депрессия на пласт в процессе эксплуатации не должна превышать величину, установленную технологической схемой разработки.



2. Расчетно-техническая часть

2.1 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюменьгеологией. Основным проектными решениями по разработке предусматривалось:

-выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК2 - ЮК11);

-площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;

-механизированный способ с начала разработки.

В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35,153 млн.т по категории С1. Необходимость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:

-уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утверждалась ГКЗ СССР;

-переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.

Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объеме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.

В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось :

-по категории С1 балансовых запасов 679,033 млн.т , извлекаемых 309,187 млн.т;

-по категории С2 балансовых 387,088 млн.т, извлекаемых 134,753 млн.т.

Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения:

-выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

-применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);

-способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м(2000г);

-темп отбора нефти при проектном уровне - 3,8 % от начальных извлекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;

-фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих -5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;

-извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т конечный коэффициент нефтеотдачи - 0,436;

-применение нестационарного заводнения;

-объем нагнетательных вложений за весь срок разработки - 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи - 32,6 руб/т.

В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах.

На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку

Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1 и 2 залежей.

ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями:

-выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;

-блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;

-оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;

-систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности.

Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями :

- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.

- жидкости - 12,5 млн.т.

- закачка воды - 16,5 млн.м3.

- ресурсы газа - 10,7 млрд.м.

- общий фонд скважин - 1553.

- в том числе добывающих - 777.

- нагнетательных - 259.

- резервных - 517.

- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );

- давление на устье скважин 18,0 МПа;

- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.

За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:

-увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;

-временно отказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;

-предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно - нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;

-организация совместной разработки пластов ЮК10 и ЮК11 на залежах 1 и 2 в участке 3;

-внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.

В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Талинской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади: на начальной стадии - по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновременно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические показатели разработки.

В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей на период до 2000года по ДНС -30, 31, 32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработанного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:

- нефти - 4,65 млн.т.

- жидкости - 17,0 млн.т.

- закачки воды - 21,8 млн.м3

- фонд скважин, всего - 1640

- в т.ч. добывающих - 1177

- нагнетательных - 463

Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фактическая добыча нефти ниже проектной:

- в 2005 году - на 38,1 %.

- в 2006 году - на 26,2 %.

- в 2007 году - на 17,2 %.

- в 2008 году - на 5,8 %.

Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Расхождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных

- в 2005 году - на 10,8 т/с.

- в 2006 году - на 13,5 т/с.

- в 2007 году - на 10,3 т/с.

- в 2008 году - на 7,9 т/с.

Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:

фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологической схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется проектное решение по способу добычи - внедрение газлифта.

Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических мероприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: переход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно - замкнутую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптимизации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 1996-1998 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 1999 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Превышение проектного уровня добычи жидкости не позволило выйти на проектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарастания обводненности продукции превышает проектный. В 2008 году фактическая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту - 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняется следующими причинами:

-уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;

-уточненная структура запасов нефти характеризуется большой фильтрационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.

2.2 Общая характеристика работ

Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов в насосно-компрессорных трубах и на забоях добывающих скважин мезозойских залежей нефтей Западной Сибири снижают производительность и отборы нефти, требуют по текущему или капитальному ремонту и бурению новых скважин. Изучение углеводородных растворителей, асфальтосмолистых веществ и парафинов позволяет решить проблему восстановления производительности скважин экономичным способом в крайне сложных термобарических пластовых условиях при высоких перепадах температур и давления по стволу скважин 1000С; рпл 28 МПа) в фонтанном лифте.

На процесс образования гидратопарафиновых отложений в нефтесборных коллекторах оказывают влияние следующие факторы:

-изменение температуры потока добываемой нефтепромысловой продукции от устья скважины вдоль всей длины коллектора;

-температура окружающей среды и грунта;

-эксплуатационные характеристики нефтесборного коллектора (диаметр, протяженность, наличие изоляции, состояние внутренней поверхности трубы);

-физико-химические свойства добываемой продукции (плотность, теплоемкость потока, доля АСПО, выделяющаяся на единицу объема или массы перекачиваемой нефти, способность нефти растворять парафиновые отложения);

-изменение давления в нефтесборном коллекторе;

-скорость транспортирования нефтегазового потока.

Отложения в оборудовании скважин месторождения представляют собой сложную смесь твердых парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых веществ, воды и механических примесей. Состав отложений зависит как от природы нефти, так и от места локализации, а главным образом, от термодинамических условий системы, при которых происходит эксплуатация скважин. Твердые углеводороды нефтей являются основными составляющими асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО), а уровень содержания в нефти тугоплавких твердых углеводородов играет существенную роль в процессе образования отложений.

Нефтезалежи ЮК10-11 Красноленинского месторождения относятся к типу парафиновых, содержат высокомолекулярные парафины, их отличительной особенностью является высокая температура плавления большей части этих соединений. Это свойство высокомолекулярных углеводородов обусловливает возможность образования отложений в высокодебитных скважинах с повышенной температурой потока, сложность борьбы с образованием и удалением отложений, специфику состава и механизма их образования. Применяемые методы удаления АСПО недостаточно эффективны.

Повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений на базе растворителей, получаемых при первичной переработке нефти, и совершенствования технологии их применения.

2.3 Осложнения при эксплуатации скважин

На Талинском месторождении проведены исследования химического состава воды, рН по скважинам и на основании полученных данных сделан машинный расчет показателя стабильности. В результате проведенной работы установлено, что 30 % обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5, т.е. являются солеобразующими. Методика выполнения необходимых работ по определению солеобразующих объектов и программа расчета показателя стабильности вод изложены в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения». Технологический процесс предусматривает определение концентрации ингибитора солеотложения, полностью предотвращающей образование осадка, в каждой конкретной скважине.

Следует отметить, что на карбонатное равновесие и, следовательно, на процесс солеотложения могут оказать влияние некоторые химические реагенты, используемые в нефтедобыче: ингибиторы коррозии, жидкости для глушения скважин, реагенты, закачиваемые в систему ППД и др. Отложение солей в этом случае может носить эпизодический характер и прекратится после выноса добываемой жидкостью всей массы вещества. Однако в отдельных случаях указанные реагенты образуют осадки, отлагающиеся в порах пласта, в результате чего уменьшается проницаемость и снижается коэффициент продуктивности скважины.

Прогнозное количество скважин, работа которых осложняется отложением солей по годам, необходимое количество ингибитора и бригад химизации по подаче реагента в скважину, рассчитанное на основание динамики изменения действующего фонда скважин, обводненности добываемого флюида, условий разработки месторождения.

Согласно технологической схемы анализируемой площади месторождения рекомендуется резкое увеличение действующего фонда и обводненности добываемой продукции, начиная с 1991 года. В связи с этим предлагается быстрый рост количества скважин с отложениями солей, Максимум солеотложений следует ожидать в 2009-2015 годах; доля скважин, работа которых осложнится отложением солей, составит 15,9 - 16,9% действующего фонда.

Для предупреждения отложений солей существуют технологические, физические и химические методы.

Технологические методы предусматривают выбор оптимального источника водоснабжения для поддержания пластового давления, изоляцию обводняющихся пластов и скважин, увеличение глубины спуска ЭЦН, спуск «хвостовиков», использование оборудования с защитным покрытием. Использование технологических методов часто затруднено в связи с условиями разработки не позволяющими их выполнять. Защитные покрытия носят локальный эффект, они не препятствуют процессу солеотложения в другом месте по пути следования газожидкостного потока.

Физические методы борьбы с солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и электрических полей. Физические методы, также как защитные покрытия, служат для предотвращения отложений солей в определенном месте.

Для достижения предупреждения отложения солей на всем пути следования добываемого потока единственно приемлемым способ остается использование химических реагентов - ингибиторов солеотложения.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов как отечественного, так и импортного производства, Часто ингибиторы разрабатываются с учетом условий разработки месторождения конкретного региона:

-ингибитор должен быть совместим с пластовой водой и другими реагентами, применяемые в нефтедобыче;

-реагент должен обладать хорошими адсорбционно-десорбционными свойствами, возможно минимальной коррозионной активностью, максимальной экологичностью, температуроустойчивостью;

-ингибитор должен полностью предупреждать отложение солей технологическом оборудование;

-в зимний период времени ингибиторы должны обладать низкими температурой замерзания и вязкостью.

Для борьбы с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири был выбран ингибитор на основе полиэтиленполамин = N = метилфосфоновых кислот ( ПАФ - 13А ), который может быть использован для предотвращения отложения солей из водной фазы как хлоркальциевое, так и гидрокорбанатнонатриевого типов.

Обобщая условия образования осадков установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов давлений, реализующихся на стенках забоя и в зоне пласта, прилегающей к перфорационным каналам, а также на входе погружных насосов. Способ подачи ингибитора в скважину зависит от зоны отложения солей. При систематически наблюдающихся отложениях выше приема ЭЦН или башмака фонтанных труб ингибитор может применяться постоянной или периодической дозировкой в затрубное пространство скважин. В первом случае подача осуществляется с помощью дозирующего устройства, во втором используется цементирующий агрегат ЦА-320.

При снижении проницаемости пласта, коэффициента продуктивности и одновременном сохранении рабочего режима закачки воды в систему ППД вероятно отложение солей в при забойной зоне пласта, перфорационных каналах. В этом случае рекомендуется осуществлять задавкой реагента в призабойную зону пласта. Успешность технологии закачки в призабойную зону пласта определяется эффективностью реагента, объемом и глубиной доставки технологического раствора, степенью адсорбции и скоростью выноса ингибитора в процессе отбора жидкости из скважины.

Условия разработки Талинского месторождения показали, что добыча нефти происходит при температурах 101 - 102 0С. Эффективность ингибитора типа ПАФ несколько снижается с повышением температуры выше 85 0С. и при исполнении их по методу задавки в призабойную зону пласта можно не получить полной защиты от отложений солей призабойной зоны. На глубине подвески насоса температура жидкости потока значительно снижается, в связи, с чем эффективность защиты насосного оборудования не снижается.

2.4 Влияние парафина на процесс нефтедобычи

Процесс парафинизации оборудования вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения АСПО на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических параметров течения добываемой жидкости в скважинах.

Главным фактором, влияющих на выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели разработки (дебит и обводненность). Важным параметром, определяющим начало выпадения парафина, являются температура насыщения нефти парафином.

Метод определения возможности парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПО, причем, чем больше разность этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала отложений находится на большей глубине.