1.3.Исходные данные

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90г. (протокол№10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В – 67202 тыс.т балансовых запасов и 27958 тыс.т извлекаемых запасов, по категории С1 – соответственно 44078 тыс.т и 1006 тыс.т по категории С2 – соответственно 30952 тыс.т и 6463 тыс.т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,34.

По состоянию на 01.01.10г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский – 20 скважин; турейский – 3 скважины; яснополнский – 560 скважины.

• Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

• Продолжительность разбуривания 9 лет;

• Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400м);

• Максимальный уровень добычи нефти – 1323 тыс.т/год;

• Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти – 1,5 т/сут, жидкости – 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность – 71,7%, средний дебит по нефти в2010 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс.т., добыча жидкости 1838,761 тыс.т.

С началом разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс.т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,24 %, текущая обводненность – 80,9%.

С 1977 года начата закачка воды в залежь. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

2.Технологический раздел

2.1. Механизм образования аспо

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах нашей страны. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Химический состав АСПО изменяется в широких пределах. АСПО содержат парафины, пиридины, асфальтены, смолы, кислород, азот, серу, металлы, и минеральные вещества в виде расворов солей органических кислот, воду с растворимыми с ней солями (хлориды, гидрокарбонаты нтрия, кальция, магния, сульфаты и карбонаты).

Парафины - твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина в основном 52-62С. В пластовых условия парафины находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазирования нефти парафина выподает в виде кристаллов на стенках НКТ, глубинном оборудовании и поверхностных газонефтепроводах.

Смолистые асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях АСПО находятся в виде коллоидных систем (взвесь частиц размером 10"-10"см). Иногда содержание смолисто-асфольтеновых веществ достигает 50. они имеют большуб молекулярную массу и не перегоняется даже с помощью вакуумной перегонки: нейтральный, химически и термически неустойчивы. При нагревании на воздухе до 100-150С смолы переходят в асфальтены.

Смолы - жидкие или твердые вещества. Обладают высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет. Плотность близка к единице. Содержат 3-12% кислорода, серы, азота и 9-11 водорода. Хорошо растворяются во многих органических растворителях.

Асфальтены - нерастворимые в петронейном эфире (смесь легих углеводородов, преимущественно пентанов и гексанов), порошкообразные вещевства бурого или черного цвета, плотность более 1. Содержание асфальтенов в нефтях - 0-20%. Они растворимы в ароматических углеводородах, нефти, хлороформе и сероуглероде. При температуре выше 300С асфальтены превращаются в кокс с выделением газов.

Механизм образования АСПО объясняют следующим с образом. В начале зарождаются центры кристаллизации и растут кристаллы. Затем мельчащие кристаллы осаждаются на поверхности трубы, контактирующей с нефтью. На последней стадии на парафинированную поверхность осаждаются более крупные кристаллы.

Основными факторами, обуславливающими процесс отложения АСПО на нефтепромысловом и внутрискважинном оборудовании, являются:

- Тепловой состояние при забойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины.

- Компонентный состав и физико-химические свойства добываемый нефти, а также изменения этих показателей во время разработки месторождения.

Достаточно высокое содержание высокомолекулярных углеводородных соединен в добываемой нефти месторождения температурные условия (Тиас и Тпл) предопределяют отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании.

В процессе разработки происходит изменения термодинамических условий залежи и при забойной зоны пласта. Это обусловлено применением различных способов воздействия на залежи нефти и призабойную зону скважины, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.