ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ В НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ»

НГДУ «Ямашнефть», являющееся структурным подразделением ПАО «Татнефть», образовано в 1969 году в качестве экспериментальной площадки для проведения ОПР по разработке мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами тяжелых и высоковязких нефтей.

На балансе предприятия числятся месторождения Ямашинского, Архангельского, Тюгеевского, Екатериновского, Сиреневского, Шегурчинского, Красногорского, Березовского и Ерсубайского лицензионных участков.

Промышленно - нефтеносными объектами разработки являются карбонатные отложения каширского, верейского, башкирского возрастов среднего карбона, алексинского, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего карбона и кыновского, пашийского возрастов верхнего девона. Большая часть продуктивных отложений отличаются неоднородностью по площади и разрезу. [3]

Следствием полувекового периода работы НГДУ «Ямашнефть» является ухудшение структуры запасов, увеличение доли малодебитных и высокообводненных скважин, ввод в разработку объектов с осложненными геологическими условиями.

Опыт разработки месторождений НГДУ «Ямашнефть» указывает на существенное изменение продуктивности и проницаемости скважин в процессе их эксплуатации (рисунок 1). [2]

Рисунок 1. Динамика изменения фильтрационных параметров, характеризующих состояние призабойной зоны скважин

Как видно из графика, средняя продуктивность скважин снизилась практически в 2 раза за 15 лет.

Проведенные исследования связывают уменьшение продуктивности скважин с ростом скин-фактора в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основная причина - проявления аномалий вязкости нефти, обусловленных содержанием значительного количества смол, асфальтенов, парафинов (таблица 1).

Таблица 1.

Физико-химические свойства нефтей НГДУ «Ямашнефть»

Практически все нефти месторождений НГДУ «Ямашнефть» обладают неньютоновскими свойствами, в условиях покоя их структурно-механические свойства усиливаются, а в некоторых случаях наблюдаются сверх аномалии вязкости. При этом наибольшие значения вязкости наблюдаются у продукции Ямашинского, Екатериновского и Архангельского месторождений.

На рисунке 2 приведена зависимость динамической вязкости от плотности нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть». [1]

Рисунок 2. Зависимость динамической вязкости от плотности нефти

Как видно из графика, зависимость описывается кривой с высоким коэффициентом корреляции, указывающим на практически функциональную связь этих параметров. Учитывая зависимость, можно сделать вывод о том, что свойства нефтей, несмотря на широкий диапазон изменения их плотности и вязкости, едины и сильно зависят от содержания тяжелых компонентов.

Механизм образования асфальтосмолистых отложений можно рассматривать как структурирование отдельных асфальтеновых молекул

в асфальтеновые ассоциаты и, далее, в сложным структуры, состоящие из смол и асфальтенов.

В соответствии с термодинамическими моделями, концентрация асфальтенов в нефти зависит от давления, и наименьшая растворяющая способность нефти, характеризуемая параметром интенсивности коллоидных процессов (солюбилизации), соответствует давлению насыщения нефти газом.

Проведенные в химико-аналитической лаборатории исследования показали, что в нефтях, добываемых НГДУ «Ямашнефть», довольно интенсивно протекает агрегация асфальтенов (время агрегации от 8 до 10 суток), что характеризует флюиды как кинетически нестабильные.

На рисунке 3 в общем виде приведено изменение насыщенной концентрации асфальтенов от давления.

Рисунок 3. Расчетная изотерма растворимости асфальтенов в нефти Ямашинского месторождения

Для минимизации отложений в ПЗП необходимо, чтобы забойное давление было выше давления начала выпадения асфальтенов (Ра).

В том случае, если термобарические условия пласта находятся в области выпадения асфальтенов, то и в ПЗП, и при подъеме продукции выпадения асфальтенов не избежать. В такой ситуации выбор забойного давления будет определяться оптимальным значением депрессии, необходимым для обеспечения притока нефти в скважину.[1]

Для снижения интенсивности выпадения асфальтенов в этом случае необходимо увеличить давление на забое в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2.

Давление начала выпадения асфальтенов при 20 ⁰С

* - для условий Рпл > Ра

На основании статистических данных в работе [1] сформулирована зависимость, по которой можно рассчитать интенсивность осаждения АСВ:

                                                    (1)

Где: m_a –количество выделившихся АСВ, т/сут;

Х_А –- массовая доля асфальтенов в поверхностной нефти;

G - дебит скважины в м³/сут,

ρ_н – плотность поверхностной нефти, т/м³;

δ_н – параметр солюбизации нефти, МПа^0,5 (для нефтей НГДУ «Ямашнефть» δн изменяется в пределах от 17,5 до 21,5 МПа^0,5);

 δ_пл – параметр солюбизации асфальтенов , МПа^0,5 (в среднем 21,2 МПа^0,5).

Знание количества осаждаемых асфальтенов в ПЗП с учетом мощности пласта является необходимой исходной информацией, во-первых, для прогнозирования изменения дебита скважины при условии постоянства иных эксплуатационных параметров и, во-вторых, для выбора технологии воздействия на пласт с целью увеличения продуктивности скважины.

Помимо геолого-физических осложнений, эксплуатация скважин, добывающих тяжелую нефть на месторождениях НГДУ «Ямашнефть», связана с целым рядом техничеcких и технологических особенностей:

• низкие дебиты скважин; наличие начального градиента сдвига добываемой продукции, затрудняющего освоение скважин после остановки;
• большие гидравлические потери при движении нефти в насосах, НКТ и выкидных линия ведут к снижению КПД погружного насосного оборудования;
• образование отложений тяжелых компонентов нефти в призабойной зоне и лифте.

Перечисленные осложнения особенно сильно проявляются в зимний период при низких температурах окружающей среды. На практике для подъёма высоковязких нефтей используются различные технические и технологические приемы: электровинтовые погружные насосы (ЭВН), подача деэмульгаторов и растворителей в дозировках до 200 г/т

Выводы:

Анализ разработки месторождений НГДУ «Ямашнефть» выявил тренд, направленный на снижение продуктивности добывающих скважин. Основная причина – загрязнение ПЗП асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Физико-химические свойства нефтей накладывают ряд ограничений при эксплуатации добывающих скважин: минимальное забойное давление на уровне начала выпадения АСВ, применение ЭВН и интенсивная подача на забой растворителей.

Список литературы:

1. Халилов Р.М. Исследование и разработка технологии восстановления продуктивности скважин, осложненных отложениями асфальтосмолистых веществ: автореф. дис. канд. техн. наук. – Тюмень: ТюмГНУ, 2004. – 21 с.
2. Андаева Е.А., Лысенков А.В., Ханнанов М.Т. Обобщение геолого-физической характеристики месторождений НГДУ «Ямашнефть» с целью повышения эффективности гидродинамических исследований скважин// Георесурсы.- 2016. - № 3.- с. 191-196.
3. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т.2. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. – 524 с.