Методы борьбы с отложениями парафина и водо-нефтяными эмульсиями в Кырыкмаском месторождении нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Кырыкмаское месторождение нефти эксплуатируется с 1985 года и характеризуется значительным сокращением объема нефти и большей обводневностью.

Увеличение межочистного и межремонтного периода при современных требованиях по уменьшению затрат на производство, снижению себестоимости, улучшению экологической обстановки является главной задачей нефтяников нашего предприятия. Она относится к числу сложных научно-технических проблем, решение которых возможно благодаря накопленному научному потенциалу, широкому исследованию и опытно-промышленным испытаниям, внедрению новых передовых методов взамен известным современным методам - тепловым, физическим, химическим и другим.

Целью настоящего дипломного проекта является анализ, представленный расчетным путем, методов борьбы с отложениями парафина, водо-нефтяными эмульсиями и найти оптимальные варианты по увеличению межочистного периода.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Кырыкмаское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части УР, в административном отношении входящей в состав Каракулинского района.

Большая часть площади месторождения располагается на правом возвышенном берегу реки Камы.

Ближайшие населенные пункты - Вятское, Партизаны, Арзамасцево, Ломовое - разбросаны, примерно, равномерно по площади на расстояние друг от друга 5-7 км. В 10 км к западу от мес торождения находится крупное село Каракулино, где имеются ремонтные мастерские «Сельхозтехника».

Основными путями сообщения, проходящими через район м/р, является грунтовые, шоссейные дороги и водный путь по реке Каме.

Грунтовые дороги, соединяющие расположенные в пределах площади населенные пункты, пригодны для проезда автотранспорта в не дождливое время и в период отсутствия снежных заносов. Благоустроенной и проезжей в течении всего года является дорога с асфальтовым покрытием, соединяющая г. Сарапул - Арзамасцево - Каракулино - Вятское - Галаново - Соколовка -малые Калмаши.

Водные перевозки осуществляются по реке Каме в период с мая по ноябрь. Речные порты имеются в г. Сарапул и Камбарка. Первый из них расположен на правом берегу реки Камы на расстоянии 60 км к северу от месторождения, а второй на противоположном берегу в 30-35 км к северо-востоку. В этих же городах есть ж/д станции, через которые проходит магистраль Казань - Свердловск.

Село Каракулино имеет на Каме пассажирскую пристань.

Все населенные пункты имеют телефонную связь с селом Каракулино, а через него с г. Сарапул.

Площадь рассматриваемого месторождения почти непосредственно примыкает с востока к Вятской площади Арланского нефтяного месторождения, запасы которой были утверждены ГКЗ СССР по Каширо-подольским отложениям в 1961 году, по Бобриковским и Турнейским - 1968г. Арланское и Саузбатевское месторождения находятся на балансе объединения «Башнефть».

Собственной энергетической базы район не имеет. Большую роль в улучшении энергоснабжения юго-востока УР сыграл пуск Воткинской ГЭС, от которой проложена 110 кВт линия электропередач до города Сарапул и две лини через Камбарку в северо-западные районы Башкирии. В г.Сарапул сооружена понизительная подстанция и от нее идет 35 кВт линия на Мостовое и Каракулино.

Из местных строительных материалов, которые могут быть использованы, следует упомянуть глины, пригодные для получения кирпича, черепицы, керамблока, керамзита и гравий, который используется в качестве наполнителя при изготовлении бетона и при строительстве шоссейных дорог.

Климат района континентальный: с продолжительной, холодной зимой и сравнительно жарким коротким летом. Среднегодовая температура воздуха +2?, 0-2?, 5? С. наиболее холодные месяцы - январь, февраль. Самая низкая температура, отмеченная в этот период -45? С. отрицательная температура устанавливается с начала ноября и держится до первой половины апреля. Среднегодовое количество осадков составляет 500 мм, из которых половина впадает в виде дождя. Максимальная высота снежного покрова 45-55 см. Во II декаде ноября к моменту образования снежного покрова почва промерзает на 10-15 см. В марте промерзание почвы достигает наибольших значений 65-90 см.

Преобладающими направлениями ветров является в июле северо-западные, в январе юго-западные.

Район Кырыкмасского месторождения характеризуется большой расчлененностью с явлениями остепнения, лес практически отсутствует. Правый берег реки Камы изрезан короткими, но глубокими с обрывистыми склонами оврагами, покрытыми травянистой растительностью или зарослями орешника. С удалением от реки рельеф становится почти плоским, с небольшим наклонам в сторону реки Камы.

Основное занятие местного населения сельское хозяйство. Район характеризуется большой распаханностью.

Гидрографическая сеть, которая, главным образом, обуславливается морфологическими особенностями рельефа земной поверхности, представлена рекой Камой и её протоками. В 10-12 км от неё располагается водораздельная возвышенность, разделяющая водосборные бассейны рек Кама и Кырыкмасс. Склон водораздела в сторону р. Кырыкмасс очень пологий, вследствие чего её протоки имеют, как правило, широкие и низкие долины. Река Кырыкмасс течет в заболоченной долине, имеет извилистое русло с большим количеством меандр.

Наиболее высокие точки водораздела имеют отметку над уровнем моря до 240 м. На берегу реки Камы прослеживаются древние террасы с крупными оползневыми участками. Количество древних террас обычно равно трем: первая на высоте 6-7 м от уровня реки, вторая 20-24 м, и третья 40-50 м. Весь левый берег реки Камы и часть правого представляют собой пойменные земли, часть площади которых входит в пределы месторождения.

Отметки рельефа здесь не превышают 67-68 м над уровнем моря. С вводом в эксплуатацию Нижнекамской ГЭС Южная часть месторождения попадает в зону затопления.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Стратиграфия

Осадочный разрез, вскрытый глубокими скважинами на Крыкмасском месторождении, представлен веринепротерезейскими, полезойскими (в объеме девонских, каменноугольных, пермских) и четвертичными отложениями. Кристалический фундамент скважинами не вскрыт.

В связи с тем, что стратиграфия по данным эксплуатационного разбуривания и доразведки месторождения не претерпела изменений и детально изложена в первоначальном подсчете, в данном отчете она не приводится.

Нефтеносными на Кырыкмасском месторождении являются Каширо-подольские и верейские отложения среднего, отложения терригенной толщи (бобриковский и тульский горизонты) и карбонатные породы турнейского яруса нижнего карбона.

В этой связи более детально, чем в первоначальном подсчете, приводится стратиграфический очерк этих отложений, тем более что существенные изменения претерпела индексация продуктивных пластов, особенно в терригенной толще нижнего карбона.

Визейский ярус - С I V.

Яснополянский надгоризонт.

Отложения яснополянского надгоризонта снизу вверх представлены отложениями бобриковского и тульского горизонтов.

Бобриковский горизонт - С I ВВ.

Бобриковский горизонт представлен терригенными отложениями: песчаниками, алеврелитами и аргиллитами. Подошва и кровля горизонта отбивается условно по комплексу литологических и геофизических данных. На электрокаротажных диаграммах отложения бобриковского горизонта отображены дифференцированными кривыми КС и ПС.

Высокая изменчивость пород по разрезу и простиранию сильно осложняет корреляцию однопесчаников, имеет глубокие отрицательные аномалии. Мощность горизонта от 20 до 40 м.

В основании горизонта залегает пласт С-V, представленный песчаниками серыми, бурыми, мелкозернистыми, алевритистыми, иногда переходящими в алеврит. Эффективная мощность пласта изменяется в широких пределах: от 0,6м (скв.№111) до 13,6м (скв.№220); нефтенасыщенная от 0,6м до 10,1 м по этим же скважинам. Количество песчаных прослоев - коллекторов не превышает 2. Коэффициент расчлененности в среднем составляет 1,56. Как правило, пласт литологически однороден как по разрезу, так и по площади. Средний коэффициент песчанистости составляет 0,89. По керну, по материалам ГИС и результатам опробования пласт в сводовой части Кырыкмасского месторождения нефтенасыщен.

Пласт С-V перекрывается алеврито-аргиллитовым породами мощностью от 8,0 до 16,0 м. В этой пачке в ряде скважин выделяется пласт С-V^I , который на большей части месторождения представлен плотными или уплотненными алеврито-аргиллитовыми породами. Общая и эффективная толщина С-V^I не превышает 2 - 2,6 м. Пласт представлен одним прослоем. Нефтенасыщение по ГИС отмечается в единичных скважинах.

Тульский горизонт - С_Itl

Тульский горизонт представлен двумя литологическими пачками пород: нижней терригенной, аналогичной бобриковской и верхней карбонатной.

Терригенная пачка представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов и имеет мощность от 15 до 25 м. В тульском горизонте в терригенной пачке выделяется три песчаных пластах: снизу вверх С-IV, C-III и C-II. При первоначальном подсчете эти пласты рассматривались как единый пласт C-II, с которым и связывались основные перспективы нефтеносности. В результате эксплуатационного разбуривания и дополнительно пробуренных разведочных скважин удалось выделяемый ранее пласт C-II подразделить на три пласта. Необходимо отметить, что эти пласты зачастую очень сложно корректируются и в единичных скважинах отмечается даже их слияние. В основании тульского горизонта залегает пласт С-IV. Пласт имеет повсеместное развитие. Представлен песчаниками, часто уплотненными и алевритистыми. Пласт отличается высокой геологической неоднородностью, как по разрезу, так и по площади. Корреляция его весьма сложная. Эффективная и нефтенасыщеная толщина изменяется от 0,4 (скв.№110) до 5,2м (скв.№ 21). Количество проницаемых прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент песчанности составляет 0,85, расчлененности - 1,53. Пласт нефтенасыщен на большей части месторождения.

Выше пласта С-IV залегает пласт C-III, представленный песчаниками, иногда алевритистыми сильно уплотненными, который отделяется от ниже лежащего пласта небольшим по толщине разделам от 2,0 до 7,0 м. Пласт имеет повсеместное развитие и отличается высокой неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Количество проницаемых прослоев достигает 3-5. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м (скв.№202) до 6,8 м (скв.№210). Средний коэффициент песчанистости составляет 0,87, расчлененности 1,6. Пласт на большей части месторождения нефтенасыщен.

Пласт C-II залегает выше пласта C-III и отделяется от последнего алеврито-аргиллитовым разделом мощностью от 3,0 до 4,0 м. Пласт характеризуется высокой неоднородностью, как по площади, так и по разрезу. Представлен песчано-алевритистыми или алевролитовыми породами. На большей части месторождения замещается плотными разностями пород. Эффективная толщина небольшая и в основном не превышает 1-2,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина еще меньше и в основном не превышает 1 м.

Московский ярус - С₂m

Верейский горизонт - C₂V_r

Отложения верейского горизонта залегает на отложениях башкирского яруса несогласно. Об этом свидетельствует значительное колебание в мощности башкирских отложений, присутствие в основании верейского горизонта конгломератов и резкая смена литологии.

Литологические верейские отложения представлены в основном терригенными породами: чередование аргиллитов и алевритов с известняками.

Кажущиеся сопротивления пород верейского горизонта резко снижается по сравнению с башкирским, представленными карбонатными породами. Мощность верейского горизонта 44-50м.

В отложениях верейского горизонта нефтеносными снизу вверх являются пласты В-II, В-О, В-О^I. Литологические пласты представлены заглиннопрованными известняками.

Каширский горизонт - С₂ ВS.

Нижняя граница Каширского горизонта проводится по подошве пористого известняка, который хорошо коррелируется во всех скважинах и является хорошим репером. Кровля горизонта отбивается условно спаду кажущихся сопротивлений и депрессии ПС.

Каширские отложения представлены переслаиванием известняков и долотитов, развитых в меньшей степени. Мощность горизонта 60-64м. Пористые разности известняков являются коллекторами.

В подошве каширского горизонта выделяются нефтеносный пласт VII, в средней части горизонта пористый пласт VI, как правило, водоносный, в кровле горизонта выделяется нефтеносный пластV. Следует отметить, что пласты имеют сложное строение и очень сложно коррелируется.

Подольский горизонт - С₂ рd

Отложения подольского горизонта в основном представлены известняками и доломитами, которые имеют подчиненное значение. Известняки и доломиты аналогичны каширскому горизонту. Мощность горизонта 48-58м.

Кажущиеся сопротивления отложений подольского горизонта в сравнении с каширскими несколько ниже.

В отложениях подольского горизонта снизу вверх выделяется четыре пористых пласта IV, III, II, I. По материалам ГИС пласты III, II, I - водоносные, а по данным опробования притоки нефти получены только из пласта IV.

2.2 Тектоника

После первоначального подсчета представление о тектонике района Кырыкмасского месторождения в региональном плане существенно не поменялось, поэтому в данном отчете эти сведения не приводятся.

Кырыкмасское месторождение приурочено к северо-западной части Андреевского вала.

При первоначальном подсчете для интерпретации тектонического строения Кырыкмасского месторождения был принят структурный план кровли сакмарского яруса, как наиболее детально изученный и довольно хорошо отражающий особенности структурного плана по более глубокозалегающим отложениям среднего и нижнего карбона.

Ниже приводится современное представление о структурных планах по основным горизонтам в сравнении с принятыми на дату первоначального подсчета.

При первоначальном подсчете по кровле сакмарского яруса на Кырыкмасской площади выделяется пять локальных поднятий: Кырыкмасское, Ломовское, Партизанское, Арзамасцевское, Каракулинское.

Структурное дополнительное и глубокое бурение позволило существенно уточнить структурный план по нижнепермским отложениям. В общих чертах выделенные ранее поднятия подтвердились, однако, их местоположение и размеры несколько изменились.

Существенно увеличились размеры Кырыкмасского и Ломовского поднятий, на которых подтвердилась нефтегазоносность средне и нежнекаменноугольных отложений. Так, при первоначальном подсчете Кырыкмасское поднятие оконтуривалось замкнутой изоглисой по кровле сакмарского яруса - 265м и размеры его с севера на юг, ограниченные разведочными скважинами №10 и №11, составили 4,0 км, с запада на восток по линии разведочных скважин 6 и 13-1,5км. Западнее Кырыкмасского поднятия, в районе разведки скважин №1 и №3 предполагалось Партизанское поднятие изометричной формы размерами 0,8х1,7км. Севернее Кырыкмаского поднятия предполагалось Ломовское поднятие, ограниченное изогипсой - 270м, размерами 3,1х1,1 км. Фактически Кырыкмассое, Ломовское и Партизанское поднятие по кровле стерлитамакского горизонта оконтуриваются изогипсой - 275м, по состоянию изученности на 01.01.90г. объединяются в единое поднятие меридионального простирания размерами с севера на юг по линии структурных скважин 168, 363 - 6,1км, с запада на восток по линии скважин 567, 4604 - 3,5км. Амплитуда этого поднятия 13м. Выделяется ряд локальных поднятий западнее и восточнее: Сухановское, Бисаровское, Арзамасцевское, Поповское, севернее-Осотовское, ограниченные замыкающими изогипсами - 275м - 280м. Северо-восточнее выделяются Апалихинское и Ельниковское поднятия, с которыми связано Ельниковское месторождение, с залежами нефти в каширо-подольских и нижнекаменноугольных отложений.

Структурные планы по продуктивным пластам каширо-подольских и верейских отложений в основных чертах соответствуют нежнеперскому.

По кровле продуктивного пласта VII каширского горизонта выделяются те же поднятия что и по кровле стерлитамакского горизонта. При первоначальном подсчете четко вырисовывается только Кырыкмасское поднятие северо-западного простирания в районе разведки скважин 6, 13, 8, 11, 880. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе - 828м составляли 9,0х4км, амплитуда 16м. Севернее Кырыкмасского поднятия южнее разведочной скважины №2 предполагалось Ломовское поднятие, оконтуренное одной изогипсой 825м. Амплитуда поднятия не была установлена. Фактически размеры Кырыкмасского поднятия подтвердились и составляют по изогипсе 820м 8,0х4,8км, амплитуда та же - 16,0м. Однако, поднятие имеет более сложную конфигурацию и осложненною как бы двумя локальными куполами: северным и южным, хотя четкого прогиба между ними не зафиксировано.

В связи с тем, что основные запасы нефти приурочены к терригенной толще нижнего карбона, в данном разделе более детально освещаются основные черты структурного строения по кровле продуктивного пласта С-III, с которым связаны основные запасы нефти.

В основных чертах структурный план по терригенной части яснополянского надгоризонта повторяет нижне-пермский. Но в отличие от последнего структура имеет более резко выраженную форму и меньшие размеры.

По кровле продуктивного пласта С-III тульского горизонта выделяется единое поднятие северо-западного направления. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе - 1200м, по длинной оси - 9,0км, по короткой - 3,0км. Амплитуда поднятий небольшая и не превышает 20м против предполагаемой ранее 12м.

Из выше приведенного можно сделать следующие выводы:

- выявленные ранее Ломовское и Кырыкмасское поднятия, с которыми связано Кырыкмасское месторождение с нефтяными залежами в отложениях среднего и нижнего карбона подтвердились;

- поднятия прослеживаются по всем горизонтам от нижнепермских до нижнекаменноугольных;

- по более глубоким горизонтам поднятия имеют более резко выраженную форму и несколько меньшие размеры;

- поднятия имеют тектоническое происхождение, о чем свидетельствует небольшая амплитуда поднятий и незначительное ее изменение с глубиной.

2.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

По объему информации об исследовании скважин Кырыкмасского месторождения известно, что притоки жидкости получены из пород с пористостью по керну выше 16%. При пористости пород ниже 16% притоков жидкости не получено даже при практически полном осушении скважин. Нефтепроявления по керну отмечаются в породах с пористостью выше 15% (скв.21р, 1311-1319, 1319-1327). Наглядным свидетельством изменения емкостных характеристик терригенных пород нижнего карбона является зависимость коэффициента остаточной водонасыщенности от пористости. Она отчетливо показывает, что при пористости ниже 14,5% весь объем порового пространства изученных коллекторов занят остаточной водой. Если не принять во внимание, что величина остаточной нефтенасыщенности в этих коллекторах составляет порядка 30-33% от объема порового пространства (по результатам вычисления нефти водой), тогда фильтрация нефти возможно лишь в породах с пористостью выше 14,7%.

Учитывая результаты исследования аналогичных коллекторов за нижний предел пористости терригенных коллекторов нижнего карбона можно принять величину, равную 15%.

Из карбонатных коллекторов среднего карбона притоки жидкости были получены из пластов с пористостью по керну выше 13%.

Равномерное нефтенасыщение керна отличается при пористости выше 9%. Следует сказать, что в карбонатных коллекторах среднего карбона превалирующее значение при отнесении пород к тому или иному классу имеет проницаемость. Анализ имевшихся определений коллекторских свойств, который показал, что только при достижении пористости пород 14% половина изученных образцов становится проницаемым.

Лабораторные исследования условий фильтрации нефти вязкостью 1,8мПм · с в карбонатных породах среднего карбона Кырыкмасского месторождения показали, что при газопроницаемости пород ниже 0,0016мкм² и пористости менее 9% характер фильтрации резко изменяется. Поэтому в качестве граничного значения коэффициента пористости известняков среднего карбона Кырыкмасского месторождения можно принять величину, равную 9%.

При расчете средних значений коллекторских свойств по керну учитывая все образцы, попавшие в проницаемые интервалы. Их пористость по керну в среднем карбоне колебалась в пределах от 6 до 32%, в терригенных коллекторах нижнего карбона от 10 до 26%, а в известняках турнейского яруса по отдельным образцам от 6 до 20% (таблица 2.3) .

Нефтенасыщенность коллекторов среднего карбона по керну колеблется от 45 до 70%. Причем в верейском горизонте она заметно выше, чем в каширском.

В терригенных коллекторах нижнего карбона нефтенасыщенность в керну, как и коллекторские свойства, завышены из-за того, что терригенные породы с относительно малой пористостью (аловролиты) плохо представлены в коллекции образцов. Эти породы, как правило, пронизаны многочисленными обугленными растительными остатками и при подъеме на поверхность растрескиваются, а затем разрушаются.

В среднем карбоне пористость отдельных пластов при сравнении с первоначальной изменилась как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения и в общем-то осталось на прежнем уровне. Хотя в нефтяной части отличия более существенны.

Проницаемость по керну заметно снизилось.

В терригенных коллекторах нижнего карбона отмечается увеличение пористости в среднем на 2% и проницаемости более чем в 4 раза. Это вызвано изменением вида распределения изученных образцов по коллекторским свойствам в результате значительного увеличения объема исследований.

Таблица 2.3.

Средние значения коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов по керну.

Пласты	Пористость,%	Проницаемость мкм	Нефтенасыщенность,%
	Пласта в целом	Внефтенасыщен.части	Пласта в целом	Внефтенасыщен.части
Pd-I	21,0	-	0,068	-
Pd-II	20,2	22,2	0,031	0,218
Pd-III	22,2	25,5	0,047	0,126
Pd-IV	14,3	15,5	0,018	0,010	30,9
Ks-V	20,8	20,0	0,087	0,050	66,4
Ks-VI	16,4	-	0,011	-
Ks-VIII	16,6	16,3	0,067	0,104	78,9
B-O	16,0	16,1	0,065	0,083	70,6
B-II	14,1	11,1	0,142	0,030	55,4
B-III	12,4	13,1	0,048	0,041	62,9
C-II	17,4	17,9	0,225	0,320	85,6
C-III	20,8	22,9	0,591	0,768	85,2
C-IV	21,0	20,4	0,153	0,300	77,3
C-V	21,1	20,4	0,681	0,895	85,0
C-VI	22,4	-	0,323	-	-
CI-t	12,4	13,8	0,028	0,064	87,9

2.4 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Характеристика нефти и газа Кырыкмасского месторождения дается по результатам исследований, проведенных в лабораториях Камского филиала ВНИГНИ, Удмуртского треста разведочного бурения и Удмуртского комплексного отдела ТатНИПИнефть. Общее количество исследованных объектов, из которых были отобраны пробы на дату первичного подсчета и пересчета запасов.

Анализы глубинных и поверхностных проб нефти и газа осуществлялись на отечественной аппаратуре по общепринятым методикам и существующим ГОСТам. Физико-химическая характеристика нефти, воды и газа в пластовых и поверхностных условиях приводится в таблице 2.4.1.; 2.4.2.;2.4.3.;2.4.4..

2.4.1 Свойства нефти в пластовых условиях

Залежи яснополянского надгоризонта изучены по 25 пробам. На период первоначального подсчета запасов имелось 3 пробы из пласта C-III. Пласт С-V качественным пробам, отобранным в разведочных скважинах №20,№21, нефть находится под давлением 12,0 - 12,4 МПа. при t?-28,5-30°C. Давление насыщения 5,3 МПа, газонасыщенность 11,4м³/т, плотность в пластовых условиях 0,900 г/см³, динамическая вязкость 47,3 мПа · с, в отдельных пробах встречается до 60,5 мПа · с.

Пласт С-III- изучен по 3 пробам, отобранным в скважине №8. получена легкая наиболее газонасыщенная с наименьшей вязкостью нефть. Пластовое давление 14,0 МПа при t°-34°C, газонасыщенность в среднем 16,0 м³/т, в одной пробе получена 21,7 м³/т. Динамическая вязкость в среднем 13,0 мПа · с, давление насыщения 7,0 МПа. Плотность в пластовых условиях от 0,868 г/см³ до 0,885 г/см³ принята средней по скважине 0,877 г/см³.

Пласт С-II по анализу трех проб, отобранных в скважине №985, нефть характеризуется пластовым давлением 14,0 МПа, газонасыщенностью 8,8м³/т, давлением насыщения 3,8 МПа, динамической вязкостью 28,5 мПа · с и плотностью 0,881 г/см³.

Совместное испытание пластов С-III и С-II в скважине №984 и С-V + C-III + C-II в скважине №210 подтверждают характеристику нефти: пластовое давление от 12,2 до 14,35МПа при t?-28,0?С, давление насыщения от 4,7МПа в скважине №984 до 6,3МПа в скважине №210, динамическая вязкость, 30,1мПа · с, плотность колеблется от 0,879г/см³ в скважине №984, до 0,893г/см³ в скважине №210.

Нефть залежи яснополянского надгоризонта по достоверным пробам имеет широкий диапазон изменения: давление насыщения от 3,8МПа до 7,3МПа, газонасыщенность от 6,3м³/т, плотность в пластовых условиях от 0,868г/см³ до 0,900г/см³, динамическая вязкость от 10,5мПа· с до 60,5мПа· с.

Залежи верейского горизонта изучены по 17 пробам, отобранным в скважинах №8,№981,№986.

Пласт В-II -нефть представлена 3 пробами в скважине №8 и характеризуется: пластовое давление 10,5МПа при t°-21°C, давление насышения 5,1МПа, газонасыщенность 7,9м³/т, плотность 0,897г/см³, динамическая вязкость 43,3мПа· с.

Пласт В-0. По 8 пробам, отобранным в скважинах №8,№981 и №986, нефть находится под давлением в среднем 10,4МПа при средней температуре 23°C, давление насыщения меняется от 1,4 в скважине №981 до 32,3МПа в скважине №986, газонасыщенность от 3,0м³/т до 8,9м³/т, динамическая вязкость от 25,3мПа · с до 48,7мПа · с, плотность в пластовых условиях 0,897г/см³.

Залежи каширского горизонта изучены по пробам, отобранным в скважинах №8,№986,№982.

Пласт Кs-V по 7 пробам из 2-х скважин, плотность нефти 0,862г/см³, давление насыщения 5,0МПа. наблюдается увеличение газонасыщености в среднем до 19,0м³/т, динамическая вязкость 10,1 мПа·с. При совместном испытании пластов Кs-V b Pd-IV получена нефть плотностью 0,846г/см³, давление насыщения 31,1МПа, газонасыщенность-24,6м³/т, динамическая вязкость 6,4 мПа · с, пластовое давление 11,7МПа.

Залежи подольского горизонта изучены по 14 глубинным пробам, отобранным из скважин №20,№21,№981,№984.

Рd-IV. Лёгкая нефть в пластовых условиях с плотностью 0,849г/см³ получена из скважины №984, газонасыщенность нефти достигает 19,3м³/т, динамическая вязкость 7,7мПа · с, давление насыщения 3,8МПа, пластовое давление 9,5МПа. В разведочных скважинах №20 и №21 газонасыщенность 16,0м³/т, плотность увеличивается до 0,859г/см³, давление насыщения и динамическая вязкость почти не меняется.

В скважине №981 газонасыщенность снижается до 14,9м³/т, давление насыщения до 2,9МПа, увеличивается плотность до ,863г/см³ динамическая вязкость возрастает примерно в 2 раза до 15,4мПа · с. Средние параметры по пласту Рd-IV: плотность 0,855г/см³, давление насыщения 3,6МПа, вязкость 9,9мПа · с, газонасыщенность 16м³/т.

Таблица 2.4.1.

Наименование	Ед. измерения	Диапазон измерения/среднее значение
		Продуктивные пласты
		Средний карбон	Нижний карбон
		подольские	Верейские	Тульские
		С2	В-II	В-0	С1-III	C1-IV
Количество проб/скв	шт.	3/1	3/1	3/1	3/1	3/1
Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,856-0,859 0,858	0,861-0,863 0,863	0,870-0,875 0,873	0,880-0,882 0,881	0,891-0,892 0,892
Динамическая вязкость	мПа·с	11,6-12,1 11,9	13,0-13,4 13,2	20,0-22,0 21,2	30,1-32,0 31,1	40,40-46,70 43,8
Объемный коэффициент		1,0422-1,0446 1,043	1,040-1,043 1,041	1,030-1,036 1,032	1,024-1,026 1,025	1,018-1,023 1,020
Коэффициент перевода из пластовых условий в поверхностные		0,959	0,961	0,969	0,976	0,980
Газосодержание	м3/т	15,41-16,35 15,8	15,8-15,99 15,6	10,38- 12,25 11,3	8,43-10,33 9,2	6,44-7,38 6,8
Давление насыщения	МПа	3,74-3,96 3,9	3,88-4012 3,7	2,48-2,60 2,5	3,36-3,50 3,4	2,88-3,12 3,0

Таблица 2.4.2

Свойства нефти в поверхностных условиях

наименование	Единицы измерения	Диапазон измерения/среднее значение
		Горизонт/продуктивные пласты
		Средний карбон	Нижний карбон
		подольские	каширские	верейские	Тульские
		П3	К1	К2+3	В-II	В-III	С1-III	С1-IV
Количество проб/скв	шт.	2/1	1/1	1/1	2/1	1/1	2/1	1/1
Плотность нефти в пластовыхусловиях средн.	г/см3	0,875	0,871	0,874	0,877	,886	0,895	0,898
Вязкость нефти, при t=20?C средн.	мм2/с	18,71	16,65	20,41	22,0	34,23	55,43	68,49
при t=50?C средн.		7,40	7,06	8,18	8,63	12,58	17,34	19,15
Содержание легких фракций при t=300?C средн.		44	42	43	43,5	58	37	32
Содержание : -серы средн.	масс%	2,75	2,43	2,53	1,75	2,32	2,80	2,77
-парафина		2,85	2,98	2,88	3,02	3,11	2,92	2,99
-асфальтенов		4,55	4,59	6,23	5,97	7,15	7,15	6,96
-смол силикагелевых		17,71	16,69	22,59	18,52	17,78	24,35	25,79

Таблица 2.4.3.

Характеристика пластовых вод

Наименование	Единицы измерения	Диапазон измерения
		Горизонт/продуктивные пласты
		Средний карбон	Нижний карбон
		кашир.-подол.	каширский	верейский	визейский	турнейский
Количество проб/скв	шт.	1/1	1/1	3/1	2/2	1/1
Плотность,	г/см3	1,146	1,164	1,138-1,165	1,173-1,176	1,171
Общая минерализация,	г/л	217,0	228,09	206,9-231,6	243,93-254,50	239,58
Содержание: Na++K+	мг/л	64496,14	66825,26	63506,88-68947,24	74562,32-79797,37	74310,35
	мг-экв/л	2805,4	2906,71	2762,37-2999,01	3243,25-3470,96	3232,29
	мг-экв,%	36,83	36,25	38,07-36,79	38,08-39,12	38,65
Mg2+	мг/л	4606,69	4963,27	4367,39-5397,55	3159,22-3288,16	3350,20
	мг-экв/л	378,84	408,16	359,16-443,88	259,80-270,41	275,51
	мг-экв,%	4,97	5,09	4,95-5,45	2,93-3,17	3,29
Ca2+	мг/л	12521,79	13905,36	10155,47-12678,31	14145,84-14927,80	13496
	мг-экв/л	624,84	693,88	506,76-683,67	705,88-744,90	673,47
	мг-экв,%	8,20	8,65	6,98-8,72	7,96-8,75	8,05
Cl-	мг/л	134331,84	141482,78	128027,92	150658,78-157117,12	147824,33
	мг-экв/л	3788,26	3989,93	3610,48-4070,15	4248,70-4430,83	4168,76
	мг-экв,%	49,72	49,77	49,76-49,93	49,88-49,93	49,85
SO42-	мг/л	956,33	869,91	215,63-807,36	279,0-401,62	600,79
	мг-экв/л	19,92	18,12	4,49-16,81	5,81-8,36	12,51
	мг-экв,%	0,26	0,23	0,06-0,23	0,07-0,1	0,15
CO32-		-	-	-	-	0
HCO3-	мг/л	54,9	42,7	54,9-61,0	0-91,5	0
	мг-экв/л	0,9	0,7	0,9-1,0	0-1,50	-
	мг-экв,%	0,01	0,01	0,01	0-0,02	-
NH4+	мг/л	165,3	282,71	99,2-762,46	145,9-235,20	225,08
I-	мг/л	5,44	12,28	10,23-12,28	7,92-9,28	10,37
Br-	мг/л	371,71	522,24	266,36-551,79	530,12-604,30	565,4
B2O3	мг/л	89,75	не опр.	57,7	не опр.	не опр.
Тип воды по Сулину

Таблица 2.4.4.

Компонентный состав газа, растворенного в нефти

Наименование	Ед. изм-ия	Средние значения
		Продуктивные пласты
		средний карбон	нижний карбон
		подольский	верейские	тульские
		П3	В-II	B-III	C1-III	C1-IV
Количество проб/скв.	шт.	2/1	2/1	3/1	2/1	2/1
Плотность газа по воздуху		1,368	1,256	1,297	1,166	1,196
Содержание: метана	% мол.	8,95	10,46	10,22	5,47	3,95
этана		16,38	9,45	16,42	15,23	2,36
пропана		28,27	25,78	26,81	10,24	12,54
бутана		9,50	6,78	7,40	5,08	4,81
изобутана		5,73	1,98	4,87	3,98	4,16
пентана		1,97	1,03	1,24	0,40	1,20
изопентана		2,99	1,98	2,02	2,15	0,41
гексана		0,71	0,26	0,57	0,22	0,41
Гелия		0,005	0,01	-	-	-
Азота		24,67	38,48	29,36	55,87	65,88
углекислого газа		0,21	1,36	0,85	1,08	1,66
Водорода		0,63	0,58	-	0,25	0,58
Сероводорода		-	-	-	-	-

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Типовая конструкция скважин

В зависимости от геологических особенностей разреза и глубины в скважину опускают необходимое количество обсадных колонн. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закаченного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных, называется конструкцией скважины.

Каждая колонна, входящая в конструкцию скважин, имеет свое наименование. Первая самая короткая, - направление устанавливается обычно еще до начала бурения скважины и предназначается для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей промывочной жидкости в желоба. В зависимости от прочности грунта глубина установки направления колеблется от 5 до 30 метров.

Вторая колонна - кондуктор изолирует водоносные пески, близкие к поверхности, перекрывает неустойчивые породы и обеспечивает возможность установки противовыбросного оборудования. Необходимая длина спуска кондуктора зависит в первую очередь от глубины залегания указанных водоносных песков в разрезе разбуриваемой площади и может изменяться от 40 до 600 м и более.

Следующей обсадной колонной (или колонами) является промежуточная, глубина спуска, которая определяется проектной глубиной скважины и условиями ее бурения.

Последняя колонна труб, предназначенная для эксплуатации продуктивного пласта, называется эксплуатационной. Ввиду важности назначения особенно большое внимание уделяется ее прочности и герметичности.

При подсчете количества колонн, входящих в конструкцию скважины, направление и кондуктор не учитываются. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной колонны и одной промежуточной, называют двухколонной; из эксплуатационной колонны и двух промежуточных - трехколонной и т.д. в практике бурения скважин на нефть и газ чаще всего встречаются одноколонные и двухколонные конструкции.

Рис. 3.1. Типовая конструкция скважины

1 - направление;

2 - кондуктор;

3 - эксплуатационная колонна;

4 - цементная обвязка;

5 - продуктивный пласт.

Таблица 3.1.

Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал установки колонны по стволу скважины, м	Номинальный диаметр ствола скважины по долоту, мм	Раздельно спускаемые части колонны
				Количество	Номер в порядке спуска	Глубина установки головы разд. спуск.части, м	Данные по диаметрам труб в каждой разд.спуск. части колонны
							Количество, диаметр (размер), шт.	Номер одноразмерной части в порядке спуска	Номин. наруж.диаметр одноразмерной части, мм.	Глубина перехода на больший диаметр, м	Соединение обсадных труб в каждой одноразмерной части
		от верх.	от нижн.									Кол-во типов соединений в одноразмер.части	Номер в порядке спуска	Тип соединений (норм, ОГТМ, ОТТГ, ТБО и др)	Наружный диаметр соединений, мм	Глубина переходов следующих соеди- нений, м
На башкирский ярус
1.	Направление	0	30	394	1	1	0	1	1	324	0	1	1	нормал.	351	0
2.	Кондуктор	0	600	295,3	1	1	0	1	1	245	0	1	1	нормал.	270	0
3.	Эксплуатац. коллонна	0	1350	215,9	1	1	0	1	1	146	0	1	1	нормал.	166	0
На турнейский ярус
1.	Направление	0	30	394	1	1	0	1	1	324	0	1	1	нормал.	351	0
2.	Кондуктор	0	600	295,3	1	1	0	1	1	245	0	1	1	нормал.	270	0
3.	Эксплуатац. коллонна	0	1650	215,9	1	1	0	1	1	146	0	1	1	нормал.	166	0

Примечание: 1. Глубина спуска обсадных колонн принята по вертикали. 2. Спуск кондуктора осуществляется до устойчивых пород кунгурского яруса.

В нашем случае на Кырыкмасском месторождении используют оджноколонную типовую конструкцию скважин с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм (рис.3. .)

Направления спускаются на глубину 30 м, диаметром 324 мм.

Кондуктор спускается на глубину 600 м, диаметр трубы 245 мм.

Эксплуатационная колонна на Башкирский ярус спускается на глубину до 1350 м, а на турнейский ярус на глубину 1650 м. Основные данные устройства конструкции скважины приведены в таблице 3.1.

3.2 Современное состояние разработки

Кырыкмасское месторождение введено в разработку в сентябре 1985 года. Залежи нефти приурочены к отложениям яснополянского надгоризонта, каширо-подольского горизонта и верейского горизонта.

Весь фонд представлен 82 скважинами, из них на яснополянскую залеж - 70 скважин, каширо-подольскую - 8 скважин, верейскую - 4 скважины, в том числе:

Эксплуатационный фонд - 45

- скважины оборудованные ШГН - 43

- скважины оборудованные УЭДН- 2

В консервации - 8 (т.ч. 7 скв. Нагнетательных)

Дающие техническую воду - 1

Ликвидированные - 8

Пьезометрические - 1

По состоянию на 1.01.03г. с начала разработки из яснополянской залежи добыто 895 285 тн нефти или 32,9 % от утвержденных извлекаемых запасов.

Среднесуточный дебит нефти - 2,3 т/сут, жидкости - 8,3 т/сут, обводненность - 72,3%. Средний динамический уровень - 580м.

Скважин, работающих с водой на конец года - 36 (или 100% действующего фонда).

Разработка Кырыкмасского месторождения характеризуется следующими величинами пластового давления:

Дата замера	В зоне отбора	В зоне нагнетания	По площади
На 1.01.2002	122,6	139,4	130,8
На 1.07.2002	127,1	143,0	131,8
На 1.01.2003	127,4	144,0	132,0

В 2002 году продолжалась пробная эксплуатация каширо-подольских отложений 6-ю скважинами и верейского горизонта 3-мя скважинами (1скв. находится во временной консевации).

С начала эксплуатации каширо-подольских отложений добыто 6 277 тн нефти. Средний дебит одной скважины 0,8 тн/сут. нефти, 2,1 тн/сут жидкости, обводненность - 63,4%.

В 2002 году закачано 127,0 т.м³ воды, отобрано жидкости в пластовых условиях 105 820 м³, компенсация 120%, с начала разработки компенсация - 114,8% (по тех.схеме - 115%). Дефицит закачки с начала разработки - 3,45 т.м³. нефть скважина реагент кырыкмасский

За счет 12 геолого - технических мероприятий добыто 2 962 тн нефти, в том числе:

· обработка призабойной зоны (ГРП) - 1 мероприятие, 214 тн нефти.

· Оптимизация механизированного фонда - 6 мероприятий, 623 тн нефти.

· Изоляционно-ремонтные работы - 4 скв. - 1852 тн нефти.

· Переход на новый горризонт - 1скв.- 273 тн нефти.

Эффективность проведения ГРП составила 5,9 т/сут на 1мероприятие. На протяжении нескольких лет применялось циклическое заводнение.

Дополнительная добыча за счет циклического заводнения составила:

1998 год -300т нефти.

1999 год -1100т нефти.

2000 год -900т нефти.

2001 год -720т нефти.

2002 -560т нефти.

4. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Состав асфальтосмолопарафиновых образований

Нефтепромысловые асфальтосмолопарафиновые образования представляют собой смесь высокомолекулярных соединений, состоящих из парафина, смол, асфальтенов, пиридинов, а также минеральных веществ в виде растворов солей или коллоидно-диспергированных соединений. В состав отложений входит и вода, количество которой достигает в некоторых случаях 25-30% объема этих отложений.

Парафины - смесь твердых предельных углеводородов с числом атомов углерода в молекуле от С₂₀ до С₄₀. растворяется в насыщенных (парафиновых) углеводородах: пентане, гексане, гептане и др.

Смолисто-асфальтеновые вещества представляют собой смесь высокомолекулярных соединений, состоящих из конденсированных циклических структур, содержащих нафтеновые, ароматические и гетероциклические кольца с боковыми алифатическими цепями. Разделяются на следующие группы:

· смолы - жидкие или твердые вещества, обладающие высокой пластичностью и вязкостью, окрашенные обычно в бурый или черный цвет. Молекулярная масса их колеблется от 450 до 1500, удельный вес близок к единице. Растворяется в ароматических углеводах, алканах, хлорпроизводных;

· асфальтены - порошкообразные вещества бурого и черного цвета с плотностью более единицы. Молекулярная масса колеблется от 1500 до 10000. растворяются в ароматических углеводородах, нефти, хлороформе и сероуглероде;

· карбены - коксообразные вещества, растворимые в пиридине и сероуглероде;

· карбонды - коксообразные, нерастворимые вещества.

Нефть в пластовых условиях представляет собой обычно однородную, в которой существуют как свободные молекулы, так и группа молекул, связанных между собой. Изменение давления в пластовых условиях сказывается на состоянии нефти незначительно. В тоже самое время состояние нефти в большой степени зависит от изменения температуры. При понижении температуры нефти повышается ее плотность и понижается ее растворяющая способность. Резких изменений термодинамического состояния системы не происходит вследствие постоянства пластовой температуры.

Движение нефти в призабойной зоне пласта можно представит как процесс дросселирования, при котором нефть изменяет свою температуру вследствие эффекта Джоуля - Томсона. При этом, если давление на забое скважины выше давления насыщения, то температура нефти практически не понижается. Если давление на забое скважины ниже давления насыщения, то температура понижается. Величина снижения температуры нефти зависит от интенсивности разгазирования нефти. При этом нефть освобождается от легких фракций, вследствие чего снижается растворяющая способность нефти, повышается вязкость и появляется возможность выпадения твердой фазы из нефти, т.е. выкристаллизовывание парафина.

При подъеме нефти от забоя к устью скважины нарушается равновесное состояние системы и изменяется физическое состояние нефти в связи с понижением давления и температуры, а также уменьшением количества легких углеводородов. Это приводит к выпадению из нефти парафина виде мельчайших твердых кристаллов. Для нефти различных месторождений температура выпадения парафина различна.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем штанг из-за уплотнения парафина.

Для борьбы с отложением парафина рассмотрим, проведем анализ экономической эффективности таких методов как АДП, способы борьбы с ИКД, с помощью твердого реагента серии ИКД.

4.2 Технология депарафинизации

Технология депарафинизации насосно- компрессорных труб сочетает в себе три стадии процесса:

- депарафинизация труб за счет расплавления и последующего растворения смолопарафиновой массы в горячей нефти;

- процесс депарафинизации осуществляется за счет снижения сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделения парафиновой массы и последующего выноса её потоком прокачиваемой горячей нефти;

- депарафинизация лифтовой колонны есть результат комбинированного воздействия первых двух факторов.

Главными критериями, определяющими эффективность протекания процесса депарафинизации лифтовой колонны, являются:

1) температура нефти в потоке по длине трубы;

2) температура металла в зоне интенсивного отложения парафина;

3) величина силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы в зависимости от её температуры.

Рассмотрим каждый из отмеченных критериев.

4.2.1 Температура потока нефти в колонне труб и на поверхности металла

Определение теплового режима при проведении горячих промывок производится в полости лифтовой колонны в процессе закачки горячей нефти в скважину по схеме агрегат - затрубное пространство - НКТ.

При этом достигаются следующие значения температуры по стволу скважины, рис. 4.1.1. (на примере обработки скв. № 201 Кырыкмасского месторождения).

рис. 4.1.1. Изменение температуры по стволу скважины от объема горячей нефти.

Температура металла в зоне интенсивного отложения парафина может быть рассчитана по результатам замерных значений температуры нефти в полости труб с помощью методики. Так для случая обработки скважины №201 объемом нефти 16 м³ при температуре 110⁰С и скорости закачки 14,5 м³/час получено следующее распределение температуры по стволу, табл.4.1.1.

Таблица 4.1.1.

Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу скважины в процессе горячей обработки

Глубина, м	Температура, оС	Температура на стенке, оС
	замерная	расчетная
50	59	55	82
100	51	50	73
150	39	45	67
200	30	38	61
250	24	32	53
300	21	30	50
350	20	26	45
400	19	24	43
450	19	23,5	39
500	20	23	37
450	20,5	22	35
600	21	22	33

4.2.2 Зависимость силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы от температуры

Исследования проводятся в лабораторных условиях на адгеаиметре конструкции УдмуртНИПИнефть.

При исследовании АСПО Кырыкмасского месторождения получена следующая закономерность изменения напряжения сдвига от температуры стальной поверхности, рис. 4.2.2.



рис. 4.2.2 изменение напряжения сдвига парафина от температуры стальной поверхности

Из приведенных результатов видно, что напряжение сдвига парафинового блока практически находится в прямо пропорциональной зависимости от температуры поверхности металла. Прямолинейная зависимость сохраняется до значения температуры, при котором резко снижаются силы сцепления парафина с поверхностью. Такой температурой для исследуемого парафина является 25-26^о С.. Абсолютное значение граничной температуры зависит от компонентного состава парафиновых отложений, времени старения на поверхности. Для отложений месторождений Удмуртии эта температура достигает 30^оС.

Все вышеприведенные предпосылки образуют единый комплекс депарафинизации поверхности труб. Рассмотрит непосредственно сам механизм депарафинизации.

4.2.3 Механизм депарафинизации

Механизм депарафинизации основывается на понимании и интепритации имеющихся числовых значений вышерассмотренных критериев и наглядно показан на рис. 4.2.3.

На рис. 4.2.3. нанесены две кривые, отражающие распределение температуры:

1 - температура в НКТ;

2 - температура стенки НКТ.

Теперь для этого, чтобы ответить на поставленный вопрос - за счет чего в основном происходит депарафинизация лифтовых труб тепловым методом, - необходимо на графики нанести вертикальную линию соответствующей температуры плавления промыслового парафина. Прямая 3, изображенная на графике, соответствует температуре плавления промыслового парафина Киенгопской площади и равна 50- 53^оС.

Через точки пересечения прямой 3 с кривыми 1 и 2 проведем горизонтальные линии и получим две зоны, отражающие этапы процесса депарафинизации.

Таким образом, при тепловой обработке скважины объемом горячей нефти 27 м³ полное расплавление парафиновой массы (I зона) возможно лишь до глубины 140 метров.

До глубины 400 метров (II зона) произойдет безусловное отлипание парафиновых отложений за счет расплавления парафиновой массы на поверхности насосно-компрессорных труб.

Рис 4.2.3. распределение зон тепловой депарафинизации по стволу скважины

Граница III зоны определяется температурой, при которой наблюдается сдвиг парафиновой массы. Перенося значение граничной температуры (30^оС) на ветвь кривой 2, определяем зону наиболее вероятного срыва парафиновых отложений, которая для условий Кырыкмасской площади ограничивается 650 - 680 метрами. В этой зоне срыв парафина зависит не только от значения температуры на поверхности трубы, но и от скоростного напора поднимающейся по НКТ нефти.

Четвертая зона - зона ослабленного сцепления парафина с поверхностью трубы - является очень небольшой по простиранию и не превышает 30 - 50 метров. Это объясняется скачкообразным повышением сил сцепления отложений в интервале граничных температур.

Пятая зона практически недосягаема для тепловой депарафинизации.

Следует отметить, что с увеличением количества тугоплавких компонентов в составе АСПО увеличивается и сила сцепления с металлом. С увеличением содержания нефти сила прилипания парафина снижается в пропорциональной зависимости. Такое же влияние оказывает и увеличение содержания смол. Так, введение в парафины смолистых компонентов до 3% снижает силу сцепления с поверхностью металла в 1,5 раза.

4.2.4 Выбор технологического режима проведения тепловой депарафинизации скважин

Технологический режим тепловой обработки выбирается с учетом технической возможности применяемого оборудования. В технических возможностей агрегатов, на основании экспериментальных данных, подбираются наиболее рациональные тепловые режимы обработки, такие как температура нагрева теплоносителя, объем закачиваемой жидкости, скорость закачки и др.

В полнее естественно, что повышение температуры теплоносителя, его объем и время обработки улучшают условия депарафинизации. Однако в определенных пределах увеличение этих параметров становятся экономически неоправданным.

рис. 4.2.4. Влияние режима тепловой обработки скважин на изменение температуры

Определение оптимального объема горячей нефти проведено по результатам расчета изменения температуры на глубине 100 м в зависимости от объема используемого теплоносителя. Результаты расчетов приведены на рис. 4.2.4. и выполнены при следующих исходных данных: начальная температура теплоносителя 110^оС, скорость закачки для первой кривой 12м³/час., для второй кривой 8м³/час, что соответствует второй и первой скорости закачки АДПМ-12/150.

Из рисунка видно, что наибольшие изменения нарастания температуры происходят при объемах закачки до 30м³. начиная с объемов 40 м³ ,темпы повышения температуры становятся не существенными из-за стабилизации процесса тепло отдачи в окружающую среду.

С увеличение продолжительности процесса закачки (уменьшением скорости ) снижается максимальная температура в зоне нагрева (кривая 2).

4.2.5 Технологический режим проведения тепловой депарафинизации скважин.

1. Объем теплоносителя не должен превышать 35 - 40м³,

2. Оптимальным и достаточным следует считать объем 27м³.

3. Закачку теплоносителя осуществлять на максимальной скорости.

4. Температура теплоносителя - максимальная.

4.3 Методика расчета недобора добычи нефти при проведении тепловой депарафинизации

Недобор нефти (Q) при проведении тепловых обработок эксплуатационных скважин определяется из уравнения:

Q=Q₁+Q₂+Q₃ (1)

где: Q₁ -недобор нефти за время проведения горячей обработки лифта скважины из-за создаваемой репрессии на пласт, определяемого по формуле:

Q=q·ф_зак (2)

Q₂ -недобор нефти во время откачки столба жидкости из-за затрубного пространства от устья скважины до динамического уровня, определяемого по формуле:

Q₂=q·ф_отк (3)