Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.

В данной квалификационной работе рассматривается оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда в Региональном Инженерно - Техническом Управление (РИТУ) «Правдинский Регион» на примере Приразломного месторождения.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

По административному делению Приразломное месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Центр округа - г. Ханты-Мансийск - расположен в 90 км к западу от месторождения. От г. Нефтеюганска месторождение удалено к юго-западу на 130 км, от поселка городского типа Пойковский - на 75 км, от поселка Лемпино - на 25 км. Месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений - Приобского, Правдинского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой.

Местность представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки рельефа которой меняются от +20 м (в пойменной части территории р. Обь) до +70 м на водораздельных участках. Отмечается общий наклон рельефа в Северном направлении к реке Обь. По территории месторождения протекает значительное количество рек. В северной части площадь ограничивается рекой Обь.

Отличительной особенностью почвенного покрова на рассматриваемой территории является широкое распространение болотных и полуболотных почв, приуроченных к обширным плоским заболоченным пространствам. Лесная растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Характерные особенности местного климата:

- отрицательная среднегодовая температура воздуха (-1,7 С);

- минимальная температура зимой (-56 С);

- максимальная температура летом (+42 С);

- неравномерное поступление солнечной радиации в течение года;

- большая продолжительность периода устойчивых морозов (150 сут);

- умеренное количество атмосферных осадков (450 - 500 мм);

- большая продолжительность периода со снежным покровом (180 - 190 сут);

- большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,5м, в поймах 1,5 м);

- относительно высокая влажность воздуха.

Коренное население района состоит в основном из хантов, манси и русских. Населенные пункты расположены в основном по берегам рек. Это посёлки Салым, Сулины и Лемпино.

Для нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого водоснабжения. Источником временного и хозяйственного водоснабжения для работающих буровых установок служат реки, ручьи и озера, а также подземные воды четвертичного водоносного горизонта.

Через месторождение проходит магистральная дорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск регионального значения, от которой ведется строительство дорог на кусты.

С 1973 года введена в действие железная дорога Тюмень-Сургут, которая проходит юго-восточнее участка. Ближайшие железнодорожные станции - Салым, Куть-Ях, Пыть-Ях. Последняя связана с месторождением дорогой с асфальтобетонным покрытием. К юго-востоку от месторождения проходит трасса нефтепровода Усть-Балык - Омск.

1.2 История освоения района

Приразломное месторождение открыто в 1982 г., когда в результате испытания горизонта БС_4-5 из скважины 154 был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м³/сут на 2 мм штуцере. Открытие продуктивных пластов Ачимовской толщи состоялось в 1986 г. В результате испытания пласта Ач₃ в скважине 311р был получен приток нефти дебитом 4,9 м³/сут. В 1986 г. в результате бурения и испытания скважины 214р была подтверждена продуктивность пласта Ач₃ и открыта новая залежь Ач₂. В 1996 г. началась опытно-промышленная добыча из пласта Ач₄. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - горизонта БС_4-5.

Первая Технологическая схема разработки Приразломного месторождения была составлена СибНИИНП в 1984 г. В 1985 г. был составлен проект пробной эксплуатации, в котором были выделены первоочередной участок разбуривания горизонта БС_4-5 и северный участок пласта АС₁₁.

Подсчет запасов нефти и газа Приразломного месторождения выполнен по состоянию на 01.01.1985 г. и утвержден ГКЗ СССР протоколом от 25.10.1985г. № 9830. На дату утверждения запасов месторождение находилось в стадии разведки. Запасы нефти утверждены по трем продуктивным пластам - БС_4-5, АС₁₁¹, АС₁₁² (категории С₁ и С₂). За прошедший период открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС₁ и ачимовской толще, так же приращивались запасы категории С₁. В итоге на государственном балансе РФ числятся геологические запасы нефти в количествах: в целом по месторождению: категория В+С₁ - 701139 тыс.т, С₂ - 521927 тыс.т; по основному эксплуатационному объекту БС_4-5: В+С₁ - 575686 тыс.т, С₂ - 36391 тыс.т; по пластам ачимовской толщи: С₁ - 100413 тыс.т, С₂ - 407121 тыс.т; по залежам пласта АС₁₁: С₁ -13016тыс.т, С₂ - 22381 тыс.т; по пласту БС₁: С₁ - 12024 тыс.т, С₂ - 56034 тыс.т. Извлекаемые запасы по категории В+С₁ по основному пласту 229883 тыс.т, КИН - 0,399; по второстепенным объектам извлекаемые запасы приняты с низким КИН 0,150 - 0,250д.ед.

План разработки месторождения рассматривался также СИБНИИНП в 1990 г., с 1991 г. разработка месторождения осуществляется на основе Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения (руководитель А.Н. Янин, СибНИИНП), утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР (протоколы от 16.01.91 г. № 1397 и от 22.03.91 г. № 1412) со следующими основными положениями:

проектные уровни добычи нефти - 3500 тыс.т (2001 г.), жидкости - 8200 тыс.т (2005 г.), закачки воды - 10900 тыс.т (2005 г.);

основной эксплуатационный объект - горизонт БС_4-5 (основная и северная залежи), второстепенные пласты АС₁₁¹, АС₁₁², ЮС₀;

создание опытных участков на площади горизонта БС_4-5 ;

применение по основному объекту блоковой трёхрядной системы с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, при плотности сетки скважин 20 га/скв.;

проектный фонд всего 3736 скважин, в том числе для бурения 3484 скважины различных категорий.

К данному моменту эксплуатационный объект БС_4-5 находится в промышленной разработке, проектная система разработки осуществлена, проектный фонд скважин разбурен на 35 %. Пласт Ач₄ находится в опытно-промышленной разработке. Небольшие залежи пластов БС₁ и АС₁₁ являются возвратными объектами, не разрабатываются. Основным эксплуатационным объектом является горизонт БС_4-5, добыча которого составляет 99,9 % всей добытой нефти месторождения. На объекте реализована преимущественно трёхрядная треугольная система разработки с расстоянием 500 м между скважинами в ряду и между рядами.

В условиях сложного геологического строения на эксплуатационном объекте БС_4-5 создана эффективная система разработки, которая позволила достичь текущий КИН 0,132 (от вовлеченных запасов) при обводненности 42%.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.

Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 м представлена туфоаргиллитами, нижняя - кварцевыми порфирами и порфиритами среднедевонского возраста.

Платформенный чехол представлен терригенными отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системами общей толщиной немногим более 3300 м.

Юрская система

Породы залегают с угловым несогласием на фундаменте. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и низы верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту.

В районе Приразломного месторождения в разрезе морских верхнеюрских отложений выделяются две свиты: нижняя - абалакская, верхняя - баженовская. Свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов.

С отложениями баженовской свиты связаны промышленные притоки нефти (пласт Ю₀) на Салымском, Правдинском, Приобском месторождениях. Толщина баженовской свиты на Приразломном месторождении 46 м.

Меловая система

Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.

В составе нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская, ханты-мансийская свиты, а верхнего - уватская,



Рисунок 2.1 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений

Приразломного месторождения

кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части.

Выше залегает ачимовская толща, представленная неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, не выдержанных по мощности и простиранию. В ачимовских отложениях по Приразломному месторождению получены промышленные притоки нефти и выделены залежи. Толщина ачимовской толщи изменяется в широких пределах от 56 до 220 м.

В верхней части ахской свиты выделяется пачка аргиллитов темно-серых со слабым зеленоватым оттенком, алевритистых, известковистых с включениями фауны пелеципод. Нефтенасыщенными являются пласты БС₁ и БС_4-5. Общая толщина ахской свиты на Приразломном месторождении изменяется от 444 до 450 м

Черкашинская, Алымская, Викуловская, Ханты-мансийская, Уватская свиты сложены частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов и песчанно-глинистых пород.

Кузнецовская, Березовская и Ганькинская свиты сложены преимущественно глинами с прослоями алевролитов и редко песчаников.

Палеогеновая система

В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая, Люлинворская, Тавдинская, Туртасская свиты сложены глинами иногда с прослойками алевритов.

Атлымская свита сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых и алевритистых.

Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевритов.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых, разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями.

В тектоническом строении Западной Сибири в вертикальном разрезе выделяют три основных структурных этажа: фундамент, промежуточный (рифтовый) ярус и платформенный чехол.

Фундамент (доюрское основание) Западно-Сибирской плиты (ЗСП) сформировался на месте рифейско-палеозойских складчатых сооружений и соответствует геосинклинальному этапу развития современной платформы. Фундамент имеет блоковое строение, обусловленное большим количеством дизъюнктивных нарушений различной амплитуды и простирания.

Платформенный чехол, сформировавшийся в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного прогибания Западно-Сибирской плиты, сложен юрско-палеогеновыми отложениями, которые имеют региональное распространение и несогласно, как единое тело, перекрывают складчатые структуры фундамента и “врезанные” в него рифты. Осадочный чехол на современном этапе исследований является объектом детального изучения, так как именно с ним связаны основные скопления нефти и газа.

2.2 Продуктивные пласты

Горизонт БС_4-5 является основным объектом эксплуатации Приразломного месторождения. Формирование горизонта БС_4-5 на Приразломном месторождении связано с заполнением некомпенсированной впадины раннего неокома. Заполнение впадины происходило путем наращивания более молодых клиноформенных тел в северо-западном направлении.

Верхняя часть горизонта откладывалась в условиях мелководного шельфа. Она представлена относительно монолитным песчаником, обладающим лучшими коллекторскими свойствами. Нижняя часть горизонта формировалась на склоне шельфа - как результат сноса с шельфовой части излишков песчаного материала (в керне ряда скважин отмечены следы оползания). Этим объясняется более высокая степень заглинизированности, расчлененности и невыдержанность песчаных прослоев нижней части продуктивного разреза, именуемых как пласт БС₅ или БС₆.

Формирование горизонта сопровождалось и постседиментационными тектоническими процессами. В результате сейсмических исследований Приразломного месторождения в 1998 г. на площади исследований, расположенной южнее основной разбуренной зоны, выявлено крупное региональное нарушение сбросового типа, ориентированное с юго-запада на северо-восток, образование которого сопровождалось созданием более мелких (оперяющих) малоамплитудных нарушений.

В структурном плане Приразломное месторождение представляет собой моноклинальный склон с понижением структуры в северо-западном направлении в среднем до 4 м на 1 км, что составляет менее 3 градусов.

Моноклинальный склон осложнен узким поднятием субширотного простирания в центральной части месторождения. Размер Алексинского поднятия по изогипсе 2460 м составляет 11Ч5 км. Максимальная высота его относительно этой изогипсы составляет 34 м.

Продуктивный разрез горизонта БС_4-5 представлен согласно описанию керна неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники мелкозернистые, алевритистые, средне- и крепкосцементированные, бурые за счет нефтенасыщения, редко серые, с карбонатно-глинистым и базальным карбонатным цементом. Текстура однородная или слоистая.

Глины аргиллитоподобные, тонкоотмученные до алевритистых, с прослойками светлосерого алевролита и бурого за счет остаточного нефтенасыщения мелкозернистого песчаника. Слоистость линзовидная. Коллекторами горизонта БС_4-5 являются мелкозернистые алевритистые песчаники или крупнозернистые песчаные алевролиты. Обломочный материал средне и плохо отсортирован. Форма обломков полуокатанная, полуугловая. Минеральный состав обломочной части коллекторов включает 35-45 % кварца, 30-45 % полевых шпатов, 15-20 % обломков пород, 1-3 % слюды. Цемент коллекторов карбонатно-глинистый, местами глинисто-карбонатный, пленочного и пленочно-порового типов.

Ачимовская толща на Приразломном месторождении разрабатывается небольшим эксплуатационным участком, находящимся под основной залежью горизонта БС_4-5. По результатам сейсмических исследований последних лет ачимовская толща характеризуется наклонным залеганием в виде линзообразных тел выпукло-вогнутой, сигмовидной формы. Прослеживается клиноформное по отношению к баженовской свите залегание пластов пачки, с наклоном границ в западном направлении. Ачимовские песчано-алевритовые пласты являются возрастными аналогами шельфовых глинисто-алевритовых пород. Они представляют собой изолированные тела, поскольку склоны шельфа представлены преимущественно глинистыми отложениями, а поступление (аккумулирование) песчано-алевролитового материала происходило в основном по каналам за счет вдоль склоновых течений.

Пласты ачимовской толщи на месторождении разделяются региональным глиноразделом, разграничивающим западную и центральную клиноформы. Глиноразделом является сармановская пачка глин. Западная ачимовская толща, включающая пласты Ач₁, Ач₂, Ач₃, расположена выше пачки сармановских глин. Пласты группы Ач₄ находятся ниже сармановской глинистой толщи.

Пласт БС₁ залегает в кровле подшельфового комплекса отложений. Он характеризуется незначительными суммарными толщинами эффективных коллекторов (от 1,0 до 7,8 м). Залежь имеет субмеридианальное простирание размером 41Ч3-12,5 км. Границей залежи является линия выклинивания коллекторов. Залежь недоразведанная. Средняя нефтенасыщенная толщина, принятая на балансе РФГФ, составляет 2,9 м (запасы по категории С₁).

Пласты группы АС. Пласт АС₁₁ приурочен к базальным слоям шельфовой части разреза неокома, которая располагается выше маркирующей пачки пимских глин. В пределах Приразломного месторождения пласт состоит из двух песчаных слоев, обозначенных как АС₁₁¹ и АС₁₁².

Залежь пласта АС₁₁¹ вскрыта в районе скважины 191р. По ней получен промышленный приток нефти (дебит нефти Q_н = 9,8 м³/сут при динамическом уровне Н_д = 663 м). ВНК проводится по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора на абсолютной отметке -2370 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 8,2 м. Залежи пласта АС₁₁² вскрыты девятью скважинами. По пласту выделено две залежи нефти:

Залежь 1 в районе скважины 188 отнесена к запасам категории С₂, вследствие получения притока нефти с водой, несмотря на нефтеносную по результатам ГИС характеристику пласта. ВНК залежи -2371 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 5,0Ч4,2 км, высота 7 м.

Залежь 2 в районе скважины 214, вскрытая также и скважиной 213, литологически экранированная. Залежь недоразведана. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1 м (запасы по категории С₁).

Песчаники и алевролиты пласта АС₁₁ представлены светло-серыми, серыми с буроватым оттенком породами, в которых широко распространена горизонтальная слоистость, подчеркнутая полосками углисто-слюдистого материала. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пластах ачимовской толщи, БС_4-5, БС₁, АС₁₁¹ и АС₁₁². Основным объектом разработки является горизонт БС_4-5. Кроме горизонта БС_4-5 объектом разработки является небольшой участок пласта Ач₄.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Свойства пластовой нефти и растворенного газа Приразломного месторождения определены по нефтеносным пластам АС₁₁, БС₁, БС_4-5 и ачимовской пачки. Исследования глубинных и поверхностных проб нефти выполнялись в лабораториях ООО "ЮганскНИПИнефть" и СибНИИНП.

Как видно из таблицы 2.1, нефти пластов АС₁₁, БС_4-5 и ачимовской пачки находятся в условиях повышенных давлений (21,0, 25,4 и 28,0 МПа) и температур (92, 93, 97и 99 ⁰С для нефтей пластов АС₁₁, БС₁, БС_4-5 и ачимовской пачки). Нефти указанных горизонтов недонасыщены газом. Давление насыщения ниже пластового. По вязкости нефти классифицируются как маловязкие.

Значение мольного содержания метана в нефтях горизонта БС_4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м³ - для горизонта БС_4-5, 855,5 - для ачимовской пачки).

Из основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, следует, что нефти Приразломного месторождения сернистые (содержание серы 0,9 % - для пластов АС₁₁ и БС₁, 0,86 % - для пласта БС_4-5 и 1,08 % - для ачимовской пачки), парафинистые (2,70, 4,10, 3,15 и 2,36 %), малосмолистые (5,65, 8,30, 6,27 и 10,42 %), содержание асфальтенов - 2,32, 10,8, 2,31 и 1,10 % для пластов АС₁₁, БС₁, БС_4-5 и ачимовской пачки соответственно. Объемный выход фракций при разгонке до 350 ⁰С составляет 54,5, 54,9 и 47,0 % для пластов АС₁₁, БС_4-5 и ачимовской пачки соответственно. Шифр технологической классификации нефти для этих пластов по - IIТ₂П₂.

Вязкость вод горизонта БС_4-5 и ачимовской пачки 0,43 и 0,30 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях - 1003 и 997 кг/м³ соответственно.

В таблице 2.2 представлены результаты определения компонентного состава нефтяного газа и нефти пластов БС_4-5 и ачимовской пачки при проведении однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях и дифференциального разгазирования. Значение мольного содержания метана в нефтях пласта БС_4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. Характерно преобладание бутана и пентана нормального строения над их изомерами, а также пропана - над этаном. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м³ - для пласта БС_4-5, 855,5 - для ачимовской пачки).

Надо отметить, что по пластам БС_4-5 Приразломного месторождения проведен большой объем исследований физических свойств нефти. Однако полученные значения давления насыщения P_нас, газонасыщенности Г, объемного коэффициента b_н распределены в широком диапазоне и сильно варьируют. Это обусловлено техническими трудностями получения глубинных проб, которые могут приводить к отбору частично разгазированной нефти.

Таблица 2.1 - Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	СКВ.	проб
1	2	3	4	5
Ачимовская пачка
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	5	7	27 - 29	28
Пластовая температура, 0С	5	7	90 - 99	99
Давление насыщения газом, МПа	4	6	1,5 - 8,7	6,7
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	5	7	6,5 - 50,7	47,5
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	2	2	42,4 - 43,8	43,1
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	5	7	1,060 - 1,188	1,166
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	2	2	1,131 - 1,163	1,147
Плотность, кг/м3	5	7	770,0 - 827,0	780
Вязкость, мПа·с	-	-	-	0,82
б) Пластовая вода
Общая минерализация, г/л	-	-	-	12,5
Плотность в пластовых условиях, кг/м3	-	-	-	997
Вязкость, мПа·с	-	-	-	0,3
Горизонт БС4-5
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	58	160	18,0 - 28,3	25,4
Пластовая температура, 0С	58	160	91 - 110	97
Давление насыщения газом, МПа	58	159	1,3 - 17,8	13
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	58	166	18,4 - 127,8	76,6
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	50	147	50,7 - 111,1	68,3
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	58	166	1,035 - 1,584	1,253
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	50	147	1,126 - 1,319	1,199
Плотность, кг/м3	58	166	707,0 - 853,0	766,2
Вязкость, мПа·с	24	43	0,72-2,45	1,27
б) Пластовая вода
Общая минерализация, г/л	21	24	2204,6-56923,5	10,05
Плотность в пластовых условиях, кг/м3	21	24	998,0 -1053,0	1003
Вязкость, мПа·с	21	24	-	0,43
Пласт БС1 (по аналогии с Усть-Балыкским месторождением)
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	-	-	-	н.д.
Пластовая температура, 0С	-	-	-	93
Давление насыщения газом, МПа	-	-	-	6,86
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	-	-	-	35,64
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	-	-	32
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	-	-	-	н.д.
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	-	-	-	1,192
Плотность, кг/м3	-	-	-	н.д.
Вязкость, мПа·с	-	-	-	1,34
Пласт АС11 (по аналогии с Салымским месторождением)
а) Нефть
Пластовое давление, МПа	-	-	-	21
Пластовая температура, 0С	-	-	-	92
Давление насыщения газом, МПа	-	-	-	6,8
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	-	-	-	32,92
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	-	-	31
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	-	-	-	1,144
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	-	-	-	1,11
Плотность, кг/м3	-	-	-	н.д.
Вязкость, мПа·с	-	-	-	1,32

Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Наименование	При однократном разгази-ровании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пласто-вая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Пласт БС4-5
Сероводород	Отсутствует
Углекислый газ	1,99	0,03	2,29	0,02	0,86
Азот	0,89	0,00	0,97	0,00	0,35
Метан	56,85	0,23	62,82	0,05	23,50
Этан	11,78	0,35	12,98	0,52	5,10
Пропан	15,19	1,79	13,38	3,64	7,27
Изобутан	2,36	0,76	1,58	1,32	1,39
н-Бутан	5,87	2,85	3,60	4,44	4,08
Изопентан	1,35	1,58	0,63	1,99	1,43
н-Пентан	1,99	3,36	0,90	3,99	2,78
С6+высшие	1,71	89,05	0,59	84,03	53,28
Молярная масса	29,2	217	25,8	207	140
Плотность, кг/м3	1,214	861,0	1,072	854,0	766,2
Ачимовская пачка
Сероводород	отсутствует
Углекислый газ	1,34	0,00	1,55	0,00	0,37
Азот	0,42	0,00	0,93	0,00	0,24
Метан	48,18	0,09	53,24	0,05	14,23
Этан	16,59	0,28	18,01	0,60	4,97
Пропан	19,11	1,75	16,58	3,21	6,73
Изобутан	2,37	0,51	1,58	0,88	1,04
н-Бутан	7,55	3,27	5,28	4,20	4,49
Изопентан	1,38	1,19	0,69	1,49	1,23
н-Пентан	1,83	2,93	1,18	3,23	2,61
С6+высшие	1,23	89,98	0,96	86,34	64,09
Молярная масса	30,95	209	28,39	204	157
Плотность, кг/м3	1,287	855,5	1,180	852,0	780,0

2.4 Запасы нефти и газа

На Приразломном месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. - протокол от 25 октября 1985 г. № 9830.

На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по трем продуктивным пластам - БС_4-5, АС₁₁¹, АС₁₁² (категории С₁ и С₂). Утверждённые начальные запасы нефти по категории С₁ составляют: геологические 458167 тыс.т, извлекаемые - 183681 тыс.т; категории С₂: геологические 223896 тыс.т, извлекаемые - 81505 тыс.т. Извлекаемые запасы нефти категории С₂ на дату утверждения составляли 31 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.

Основным продуктивным пластом месторождения является горизонт БC_4-5. Утвержденные ГКЗ СССР запасы нефти по горизонту БC_4-5 (категория С₁) составили 447134 тыс.т, извлекаемые - 178462 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,399. По категории С₂ - 218594 тыс.т, извлекаемые - 79183 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,362.

За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС₁ и ачимовской толще. Запасы по этим залежам находятся на государственном балансе. Запасы нефти Приразломного месторождения на 01.01.2004 г., числящиеся на балансе РФГФ, по категории В+С₁ составили 701139 тыс.т, по категории С₂ 521927 тыс.т. По основному продуктивному пласту БС_4-5, начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили 575686 тыс.т (категория В+С₁) и 36391 тыс.т (категория С₂). Запасы нефти по основному горизонту БС_4-5, были подсчитаны оперативно ЗАО "УфаНИПИнефть" по участкам эксплуатационного разбуривания. По категории В запасы увеличились до 291859 тыс.т вместо 185965 тыс.т, в связи с бурением новых скважин (3579, 3591, 3597, 6735, 6736, 6737, 6785, 6786, 6787, 6809, 6810, 6849, 6857, 6884, 6885, 6886, 3571,3598, 6602, 6651, 6652, 6699, 6700, 6738, 6739, 6740 и др.) на юге эксплуатационного участка, но при этом естественно произошло уменьшение запасов по категории С₁. В связи с тем, что по пласту Ач₄ в добыче находятся скважины не попадающие в границы категории С₁, числящиеся на госбалансе, были оперативно подсчитаны запасы по участку, включающему эксплуатационные скважины. Таким образом, были приняты следующие запасы нефти по этим пластам:

Таблица 2.3 - Категории запасов нефти по пластам

Пласт	Категория запасов нефти	Геологические запасы нефти, тыс.т
БС4-5	В	291859
	С1	283827
	С2	36391
	В+С1+С2	612077
Ач4	С1	23645

На 01.01.06 г. балансовые запасы месторождения составляют 701139 тыс.т, извлекаемые запасы - 260500 тыс.т. Накопленная добыча по горизонту БС_4-5 на 01.01.06 г - 46500 тыс. т, на 01.07.06 г - 48526 тыс. т.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Принцип разработки месторождения

По Приразломному месторождению составлено пять проектных документов:

Технологическая схема разработки Приразломного месторождения, 1984г., утвержденная протоколом заседания бюро ЦКР МНП от 24.07.1984 г.

Проект пробной эксплуатации Приразломного месторождения 1985г., утвержденный заместителем Министра нефтяной промышленности В.М.Юдиным 15.03.85 г.

Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения, 1987 г. Работа представлена в Главтюменнефтегаз.

Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах, 1989г., утвержденные ЦКР Главтюменнефтегаза - протокол № 107 от 7 апреля 1989г.

“Анализ разработки Приразломного месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 11.04.02 г. № 2833).

Первый проектный документ был составлен на начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на балансе Мингео СССР.

По состоянию на 1.01.84 г. они составили по категории С₁:

балансовые - 122,15 млн.т; извлекаемые - 42,43 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,347.

По категории С₂:

балансовые - 131,9 млн.т; извлекаемые - 46,2 млн.т; коэффициент нефтеизвлечения - 0,35.

Основные решения, принятые в технологической схеме разработки Приразломного месторождения от 24.07.84 г.:

- на месторождении выделено два эксплуатационных объекта - АС₁₁ и БС_4:

- для обоих объектов принята площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м (25 га/скв):

- максимальные проектные уровни составили на запасы категории С₁: добыча нефти - 1650 тыс.т/год; добыча жидкости - 4516 тыс.т/год; закачка воды - 5940 тыс.мі/год; ресурсы нефтяного газа - 76,4 млн.мі/год; темп отбора - 3,9%; эксплуатационный фонд скважин составил - 894, в т.ч. добывающих - 533; нагнетательных - 183; резервных - 178; извлекаемые запасы нефти на 1 скважину (добывающая + нагнетательная) - 59 тыс.т.

На запасы категории С₂: добыча нефти - 1450 тыс.т/год; добыча жидкости - 2860 тыс.т/год; закачка воды - 3910 тыс.мі/год; ресурсы нефтяного газа - 67,1 млн.мі/год; темп отбора - 3,1%; эксплуатационный фонд скважин составил - 370, в т.ч. в технологической схеме предусматривалось:

- закачка воды с первого года разработки;

- давление нагнетания на выкиде насосов КНС системы ППД - 19 МПа;

- применение насосной эксплуатации (НГН, ЭЦН) с начала разработки;

- диаметр эксплуатационной колонны - 146мм.

Работа второго проектного документа выполнена с целью получения и подготовки исходных данных для проектирования разработки месторождений. Основные решения, принятые в проекте пробной эксплуатации Приразломного месторождения (1985 г.):

- из состава тех.схемы 1984 г. в наиболее разведанной части месторождения на категорию запасов нефти С₁ выделен центральный первоочередной участок разбуривания пласта БС₄ и северный участок первоочередной участок первоочередного разбуривания пласта АС₁₂;

- максимальные проектные уровни по обоим участкам (пласты БС₄ + АС₁₂) составили: добыча нефти - 192 тыс.т/год; добыча жидкости - 450 тыс.т/год; закачка воды - 670 тыс.мі/год; добыча газа - 8,89 млн.мі/год; темп отбора - 5,1%; накопленная добыча нефти за весь срок разработки - 3728 тыс.т;

эксплуатационный фонд скважин - 50, в т.ч. добывающих - 40; магистральных - 10;

До 1987 г. на Приразломном месторождении практически не было реализовано ни одно мероприятие по вышеперечисленным проектным документам. В связи с возрастающими объемами бурения и тем, что запасы нефти и природного газа Приразломного месторождения были утверждены в ГКЗ СССР в 1985 г., учитывая рентабельность дебитов разведочных скважин на большой площади нефтеносности горизонта БС_4-5, в 1987 г. выполнена новая проектная работа “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения”. Работа выполнена по заданию Главтюменнефтегаза (исх. НП - 24/30 от 6.03.87 г. за подписью Н.Е.Павлова). Целью работы являлись выделение первоочередного участка разбуривания в состав технологической схемы 1984 г. под объем бурения 1987-1990 гг., расчет технологических показателей разработки по выделенному участку для проектирования его обустройства, а также уточнение геологического строения горизонта БС_4-5 и получение достоверной геолого-промысловой информации для составления новой технологической схемы разработки. Участок расположен в центральной части основной залежи горизонта БС_4-5, имеющей наибольшие нефтенасыщенные толщины и дебиты при опробовании разведочных скважин.

Основные проектные решения, принятые в работе “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения (1987 г.)”: система разработки площадная девятиточечная с плотностью сетки 25 га/скв.; максимальные проектные уровни по категории запасов С₁: добыча нефти - 1,432 млн.т/год; добыча жидкости - 3,920 млн.т/год; закачка воды - 5,310 млн.мі/год; ресурсов газа - 106,0 млн.мі/год;

темп отбора - 3,4%; накопленная добыча нефти за срок разработки - 41840 тыс.т;

В 1989 г., учитывая увеличение объемов бурения по НГДУ “Правдинскнефть” и возможность вовлечения в разработку дополнительных запасов Приразломного месторождения, появилась необходимость в новом проектном документе, обеспечивающем скважино-точками плановые объемы бурения по Приразломному месторождению на 1988-1991 гг.

Работа “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах” выполнена по заданию НГДУ “Правдинскнефть”.

Цель работы - расширение границ ранее выделенного первоочередного участка, размещение дополнительного эксплуатационного фонда, обеспечивающего плановые уровни объемов бурения в 1991 г., вовлечение в разработку новых запасов нефти, расчет технологических показателей разработки по выделенным участкам для проектирования их обустройства. В пределах первоочередного участка в расширенных границах выделено 4 участка разработки в центральной части месторождения и один (пятый) в южной. Общая площадь первоочередного участка в расширенных границах составляет 25% площади основной залежи нефти горизонта БС_4-5.

Основные проектные решения, принятые в работе “Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах”:

- на месторождении выделен один основной объект разработки - горизонт БС_4-5 (категории запасов С₁), пласт Ю₀ выделен в пределах 5 участка в качестве эксперимента;

- плотность сетки скважин на всех участках - 25 га/скв.; давление на устье нагнетательных скважин (горизонт БС_4-5) - 18 МПа; диаметр эксплуатационной колонны:

на горизонт БС_4-5 - 146мм;

на пласт Ю₀ - 168 мм;

- способ эксплуатации горизонта БС_4-5:

ШГН - 40%, ЭЦН - 60%;

максимальные проектные уровни по горизонту БС_4-5:

добыча нефти - 2201 тыс.т/год;

добыча жидкости - 4693 тыс.т/год;

добыча газа - 144,3 млн.мі/год;

закачка воды - 6320 тыс.мі/год; темп отбора - 2,6 %;

накопленная добыча нефти за весь срок разработки - 83060 тыс.т;

общий фонд скважин - 1042, в т.ч. добывающих - 626; нагнетательных - 209; резервных - 207;

С 2002 г. разработка месторождения осуществляется по проектному документу “Анализ разработки Приразломного месторождения”, утверждённому ЦКР Минэнерго РФ. Проектный документ утвержден с нижеследующими принципиальными положениями и основными технологическими показателями:

Проектные уровни:

добычи нефти, тыс.т 2005 г. - 4485

2006 г. - 4188

2007 г. - 3910

добычи жидкости, тыс.т 2005 г. - 7536

2006 г. - 7889

2007 г. - 8077

Из планируемых 15 скважин куста 6-2р на 1 мая 2009 г. введено в эксплуатацию 10 скважин с ГРП, с наименьшей номинальной производительностью установок 124.

3.2 Динамика показателей разработки, фонда скважин

Основные показатели разработки месторождения по состоянию на 01.01.2005 года приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Показатели разработки по Приразломному месторождению

ПОКАЗАТЕЛИ	2001	2002	2003	2004	2005
Добыча нефти всего, тыс.т	3294,5	3465,0	3880,2	4050,5	4109,0
Ввод новых добывающих скважин всего, шт	29	3	42	19	11
В т.ч.: из эксплуатационного бурения		1	42	19	11
из разведочного бурения
Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут	32,8	6,0	43,4	33,9	61,6
Эксплуатационное бурение всего, тыс.м		0,0	113,3	30,1	30,8
В т.ч. - добывающие скважины
Фонд добывающих скв.на конец года , шт.	713	714	741	735	732
В том числе нагн. в отработке шт.
Действующий фонд добывающих скважин на конец года шт.	533	581	667	623	630
Перевод скважин на мех.добычу	51	26	76	0
Фонд мех. скважин на конец года	615	588	665	645	656
Ввод нагнетательных скважин	21	10	11	20	14
Выбытие нагнетательных скважин, шт	0	0	1	0	1
Фонд нагнетательных скважин на конец года	200	209	220	238	251
Действующий фонд нагнетат.скважин	158	169	184	186	201
Средний дебит действующей скв. по жидкости, т/сут	22,7	22,8	22,7	24,1	25,6
Средняя обводненность продукции,%	10,3	16,1	19,2	22,3	26,1
Средний дебит действующих скважин по нефти , т/сут	20,3	19,2	18,3	18,7	18,9
Средний дебит переходящих скважин по нефти , т/сут	20,0	19,2	17,8	18,4	18,2
Средняя приемистость нагнетательных скважин, мз/сут	112,3	117,5	123,8	129,2	120,1
Добыча жидкости всего, тыс.т	3671,482	4129,499	4803,245	5215,977	5559,4

3.3 Осложнения при эксплуатации скважин

месторождение геологический скважина нефтедобыча

Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.

Необходимо отметить, что пескопроявление имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи не использовался. Это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных последствий данного явления и предотвращение выноса песка из пласта.

К первой группе относятся различные способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий предполагает очистку поверхностных коммуникаций от вынесенного песка.

Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину.

Простым, но эффективным методом является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающих разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением.

Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов.

На Приразломном месторождении получили широкое распространение частотно - регулируемые приводы (ЧРП). Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением частотно регулируемого привода позволяет:

§ плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;

§ добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса;

§ производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от 1 секунды до 2,5 часов, снижая возможность залпового выброса механических примесей;

§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров.

Кроме приведенных технологических мер, эффективным способом борьбы с пескопроявлением является крепление пород пласта в призабойной зоне скважин, при помощи химических, физико-химических, механических методов или их комбинаций.

Как показывает промысловая практика, наиболее простыми и доступными методами предотвращения поступления песка из пласта являются механические, получившие наибольшее распространение. Механический метод предотвращения пескопроявлений заключается в оборудовании скважин различными противопесочными фильтрами. Существуют разнообразные варианты осуществления данного метода, например, создание в скважине гравийного фильтра, оборудование добывающих скважин поднасосными либо вставными забойными противопесочными фильтрами.

Для скважин, оборудованных ШГН и эксплуатирующихся в условиях невысокого пескопроявления, возможно использование поднасосных фильтров, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия;

- обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом;

- позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра без извлечения его из скважины.

Технология оборудования скважины поднасосными фильтрами предусматривает выполнение следующих операций:

- освобождение скважины от подземного оборудования и очистку от песчаной пробки;

- сборку фильтра необходимой длины, соединение его с приемом глубинного насоса, установку заглушки на нижней секции;

- спуск НКТ с фильтром до необходимой глубины с подливом нефти в трубы;

- спуск плунжера насоса;

- ввод скважины в эксплуатацию методом плавного запуска.

Опыт эксплуатации технологии на скважинах нефтяных месторождений, оборудованных поднасосными фильтрами с титановыми фильтроэлементами, свидетельствует о ее эффективности и увеличении в 4-5 раз межремонтного периода работы скважины.

При борьбе с пескопроявлениями в скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, хорошо зарекомендовала себя технология, заключающаяся в оборудовании скважин забойными вставными противопесочными фильтрами. Число секций фильтра подбирается из условия полного перекрытия интервала перфорации. Основным элементом фильтра является трубчатый перфорированный силовой корпус с соединительными муфтами и проволочной навивкой. Фильтр оборудован пакером для перекрытия кольцевого пространства между фильтром и эксплуатационной колонной, препятствующим попаданию песка в ствол скважины. Помещается фильтр на цементную пробку или взрывной пакер. Особенностью фильтра являются два продольных шва-замка, выполненных пайкой, для предотвращения роспуска всей проволочной навивки при ее повреждении в одном месте.

Для добывающих скважин месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» размер фильтрующей щели вставного забойного фильтра, как показывают данные о гранулометрическом составе песка выносимого из слабосцементированных коллекторов, не должен превышать 0,1 мм.

При оборудовании добывающих скважин вставными фильтрами большое значение имеет правильный подбор диаметра частиц (фракционного состава) вспомогательного фильтрующего материала в зависимости от гранулометрического состава пластового песка. Значительное влияние на эффективность работы фильтров оказывает качество их изготовления: в первую очередь равномерность и постоянство щелевого зазора в проволочной навивке. В настоящее время эта проблема решается путем укладки проволочной навивки в резьбовой профиль, выполняемый на стрингерах корпуса фильтра.

Как показывает опыт эксплуатации забойных фильтров, вынос песка по скважинам при их использовании снижается в 5-10 раз.

Для защиты УЭЦН от механических примесей на Приразломном месторождении применяют шламоуловитель ШУМ, работающий в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса, назначение которого - предотвращать попадание КВЧ и пропанта в насос в процессе эксплуатации УЭЦН. Улавливает взвешенные частицы любых размеров.

Также применяется фильтр МВФ, он работает в составе УЭЦН и выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. Размер улавливаемых частиц 0,3 мм и более.

Также применяется фильтр ЖНШ, он представляет собой самоочищающийся щелевой фильтр, работающий в составе УЭЦН, выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса.

Мероприятия по борьбе с образованием АСПО в процессе нефтедобычи

В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям.

Известно, что асфальтены чаще всего выпадают из нефти с большим содержанием летучих компонентов, относительно малым содержанием углеводородов с цепью более, небольшим содержанием асфальтенов, высоким давлением насыщения, при большой разнице в пластовых давлениях и давлениях насыщения и высокой сжимаемости нефти.

Для удаления АСПО из добывающих скважин месторождения рекомендуется использовать промывки НКТ горячей нефтью с растворенным ингибитором парафиноотложения. Депарафинизацию НКТ теплоносителем предпочтительно осуществлять по прямой схеме, когда горячая нефть подается непосредственно в НКТ. В этом случае потребность в нефти для промывки НКТ скважин, оборудованных ЭЦН, по расчетам составляет до 30 м³ при начальной температуре теплоносителя 100 ⁰С. В случае закачки теплоносителя в затрубное пространство наблюдаются значительные потери тепла в грунт и промывки горячей нефтью становятся малоэффективными. Для повышения эффективности в этом случае необходимо увеличивать температуру теплоносителя свыше 120 ⁰С и его расход более 60-80 м³.