Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

Введение

Для ввода в промышленную разработку небольшие отложения западного склона Южного купола Татарского свода» было сформировано 14 января 1969 года НГДУ «Ямашнефть в составе объединения «Татнефть».

Название НГДУ приобрело от Ямашинского нефтяного отложения, которое было открыто скважиной №43, пробуренное 1954 в апреле этого года. Месторождение приобрело название от названия села Ямаши, расположенного поблизости.

Ученые и специалисты-практики знали, что будущее нефтяной промышленности и добычи нефти в Республики Татарстан тесно связано с умением извлекать из малопроницаемых коллекторов содержимое небольших месторождений, не принимая во внимание стремительное освоение огромного богатства Ромашкинского месторождения. Именно эта дальновидность побудила к созданию управления «Ямашнефть».

Ямашинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу семь продуктивных горизонтов.

Одним из ключевых вопросов позволяющим оптимизировать процесс добычи является это забойное давление. В данном анализе представлена зависимость ремонтов эксплуатируемых скважин от забойного давления. Определение забойного давления, при котором происходит наибольшее количество технических проблем и осложнений.

1. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ.

Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

В период истощения основных запасов на месторождениях Татарстана за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все больше количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Общим для всех залежей с слабопроницаемых и маломощных коллекторах являются низкая продуктивность скважин, сложность освоения системы поддержания пластового давления, недостаточный объем закачки пластовой минерализованной воды, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.

Технологические задачи наиболее сложны в группе низкопроницаемых коллекторов промежуточных пластов многопластовых месторождений. Необходимо выделить или разукрупнить эксплуатационные объекты, обосновать схему размещения нагнетательных и добывающих скважин с сеткой определенной плотности, выбрать агент воздействия на залежь.

Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижением пластового давления и дебитов скважин [6].

1.2 Влияние низких забойных давлений.

В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти. Так, на Ромашкинском месторождении в слабопроницаемых коллекторах содержится около 16 %, на НовоЕлховском – около 25 %, на Бавлинском – около 10 % текущих балансовых запасов. К тому же в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геологического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одно из приоритетных в перспективе направлений повышение эффективности разработки таких месторождений на поздней стадии.

В процессе отбора жидкости из скважины с постоянным дебитом забойное давление падения уменьшается, так как зона понижения давления со временем охватывает все большие объемы пласта.

Когда давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя [7].

При снижении забойного давления определенной величины дебит нефти падает и снижается нефтеотдача скважины. Следовательно при уменьшении забойного давления происходит разгазирование пластовой нефти, а также уменьшению коэффициента продуктивности скважин в несколько раз.

На добывающих скважинах забойное давление бывает равно или выше давления насышения газом нефти, а в нагнетательных скважинах ниже давления при котором происходит гидроразрыв пласта.

Нецелесообразно для добывающих нефтяных компаний снижать забойное давление ниже уровня давления насыщения.

При снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения в окрестности скважин в нефтяных пластах происходит соответствующее снижение давления. Из нефти выделяется газ, уменьшается площадь поперечного сечения для потока нефти. Одновременно в результате выделения газа значительно повышается вязкость нефти. Кроме того, в призабойной зоне пластов происходит выпадение и накапливание парафина. Все это вызывает дополнительное уменьшение подвижности нефти и снижение продуктивности нефтяных пластов. Однако такое снижение забойного давления скважин почти не уменьшает подвижности воды по обводненным слоям и пластам. В результате резко увеличивается обводненность продукции. В этих условиях обратное увеличение забойного давления добывающих скважин до давления насыщения приводит к уменьшению обводненности продукции. В ряде случаев происходит увеличение не только доли нефти, но и дебита нефти.

При низком забойной давлении, превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта - деформация разрушения стенки скважины.

При репрессии на пласт, в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной (толщиной до 5 - 1 5 мм) и инфильтрационной (радиусом до 300 - 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта.

2.ХАРАКТЕРИСТИКА РЕМОНТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЯХ ДАВЛЕНИЙ