53. Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции

АСПО-сложная смесь УВ, состаящая из парафинов 20-70% по массе, асфальто-смолистых веществ 20-40% по массе, смол и мех примесей.

Парафины это предельные УВ. В нефти растворены парафины входящие в АСПО начиная с С16 по содержанию парафина нефть классифицируется на малопараифнистые менее 1,5%, парафинистые от 1,5 -6 %, и высокопарафинистые более 6%.

Основой парафинов входящих в АСПО является углерод резины С37 до С53, они отличаются высокой температурой кипения, плотностью и молекулярной массой.

Асфальтены-это вещества бурого или коричневого цвета, плотность более тысячи кг/м3, массового содержания в нефтях достигает 5%.

АСПО классифицируются по след. Параметрам:

П/(А+С), где П-парафины, А-асфальтены, С-смолы.

Если П/(А+С) <0,9 то асфальтеновые отложения

От 0,9 до 1,1 смешанный тип, > 1,1 парафинистые отложения.

54. Критерии выбора объектов для проведения ГРП.Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям:

1. низкопродуктивные скважины с высокой нефтенасыщенностью по ГИС;

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

3. скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;

4. скважины с загрязненной ПЗ;

5. нагнетательные скважины с низкой приемистостью;

6. нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

ГРП не рекомендуется проводить:

1. в нефтяных скважинах вблизи контура нефтеносности;

2. в технически неисправных скважинах.

3. В добывающих скважинах расположенных вблизи нагнетательных

4. В пластах малой толщины < 5м

5. В пластах с неконтактной подошвенной водой, отделенной от продуктивной части тонкой глинистой перемычкой;

6. Высоко обводненные скважины (наилучшие результаты достигаются при обводненности менее 30%);

57. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Существуют следующие методы регулирования разработки:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.

59. Технологии предотвращения и борьбы с АСПО в системе сбора скважинной продукции.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по 2-м направлениям: предупреждение образования и удаление.

1. Предотвращение. В него входят след работы:

а) применение гладких покрытий труб (внутр. стеклование поверхности труб, покрытие полиамидным пластиком и др.)

б) химич методы - это применение смачивающих присадок (для образ-я отталкивающего слоя-пленки на пов-сти трубы, депрессаторов (снижают t кристаллиз.вещ-ва), диспергаторов (для замедления роста кристаллов парафина),модификаторов.

в) физические методы-вибрационные, воздействие магнетических или электрических полей, ультразвуковые.

2. Удаление.

а) Тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой, пропаркой, индукционные подогреватели)

б) Механические методы- скребки, центраторы, очистные поршни

в) Химические методы – применение обычных растворителей.

59. Технология и назначение форсированных отборов нефти.

На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин (около 90 %) направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения.

Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления Р₃).

Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р_3. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.