СПОСОБ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
WELL INHIBITING METHOD FROM ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности, направлено для повышения срока безаварийной и эффективной эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающих скважин, работа которых осложнена наличием в колонне лифтовых труб и в глубинном насосе асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Для предупреждения парафинообразования в скважинах на прием насоса подают ингибиторы определенного назначения. Существует несколько способов ингибирования скважин, большинство которых осуществляется путем подачи на прием насоса ингибитора АСПО в жидком виде по межтрубному пространству (МП) скважины.
Известен способ подачи ингибитора на прием насоса путем закачки его в виде раствора в МП и организации круговой циркуляции части добываемой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в межтрубное пространство скважины (стр. 250 источника: Ибрагимов Г.З., Н.И. Хисамутдинов. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312 с.). Метод требует периодического привлечения персонала предприятия для изменения режима эксплуатации скважины.
Широкое использование в нефтяной промышленности получил метод подачи реагента по специальной капиллярной трубке, закрепленной снаружи колонны НКТ (патенты РФ на изобретения №2260677 (опубл. 20.09.2005) и 2302513 (опубл. 10.07.2007). Данная технология требует предварительного обустройства колонны НКТ капиллярной трубкой.
3
Наиболее близким к заявляемому изобретению по техническому решению задачи оптимизации использования ингибиторов парафинообразования в осложненных скважинах является способ закачки реагента в призабойную зону пласта (ПЗП), представленный в диссертационной работе Хайбуллиной К.Ш. «Обоснование комплексной технологии удаления и предупреждения органических отложений в скважинах на поздней стадии разработки нефтяного месторождения». - СПб.: Горный университет, 2018 (стр. 75-76 диссертации). Согласно этой диссертации ингибитор в необходимом количестве закачивается в нефтяной пласт в виде 15-20% раствора в нефти и далее продвигается в отдаленные зоны пласта продавочной жидкостью в объеме, превосходящем в 5-10 раз объем раствора ингибитора. По данным источника: Ибрагимов Г.З., Н.И. Хисамутдинов. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312 с. - на странице 254 указано, что объем продавочной жидкости превышает объем раствора ингибитора в 5-30 раз и может достигать 100 м.
Скважину закрывают на время до 24 часов для обеспечения насыщения породами пласта ингибитором (процесс адсорбции) и далее пускают в эксплуатацию в обычном режиме. В процессе фильтрации жидкости через ПЗП происходит растянутый во времени процесс десорбции, ингибитор высвобождается и с пластовой жидкостью поступает в скважину, снижая или полностью предупреждая образование АСПО. Способ требует организации подачи в скважину значительного количества продавочной жидкости, что повышает затраты по обеспечению эксплуатации скважины в безаварийном режиме. Вторым недостатком способа является неравномерность выноса ингибитора из нефтяного пласта. Происходит это из-за интенсивной десорбции реагента в первые сутки процесса, прежде всего, из высокопроницаемых пропластков пласта, в которых и наблюдается наибольшее движение пластовой жидкости в сторону ствола скважины.
Технической задачей заявляемого изобретения является разработка способа закачки ингибитора АСПО в нефтяной пласт, реализация которого не связана с закачкой в пласт значительного объема задавочной жидкости. Способ должен обеспечивать равномерный вынос ингибитора из нефтяного пласта в течение длительного периода времени и обеспечивать защиту подземного оборудования от парафинообразования.
Поставленная задача выполняется тем, что по способу ингибирования скважины от асфальтосмолопарфиновых отложений, которая заключается в закачке под давлением в призабойную зону пласта (ПЗП) раствора ингибитора АСПО, выдержке скважины в простаивании для адсорбции ингибитора в пласте и пуске скважины в эксплуатацию, для нефтяного пласта с неоднородностью по проницаемости предварительно ингибитор смешивают с водным раствором геля, например полиакриламида, данный состав закачивают в нефтяной пласт, после этого в пласт закачивают преобразователь геля (коагулянт полимера), который в контакте с гелем в пластовых условиях повышает его прочностные и адгезионные свойства относительно поверхности породы пласта, причем преобразователь геля должен иметь большую вязкость, чем раствор геля и ингибитора АСПО. Последующую добычу флюидов из пласта ведут при депрессии на пласт, при которой разрушение и вынос геля с ингибитором из высокопроницаемых пропластков нефтяного пласта будет происходить постепенно и в течение необходимого времени.
Рассмотрим реализацию предложенного способа на примере гипотетического пласта с двумя пропластками одинаковой толщины, проницаемость которых отличается в два раза (пусть условный первый пласт будет более проницаемым, чем второй). Под действием единого для обоих пропластков перепада давления согласно формуле Дюпюи в первый пласт поступит раствора геля с ингибитором в два раза больше по объему, чем во второй малопроницаемый пласт. Подача в пласт преобразователя геля с большей вязкостью приведет к тому, что основная его масса проникнет в первый пласт с высокой проницаемостью и закупорит его на определенное расчетное время. Во второй пласт преобразователь геля практически не поступит из-за его малой проницаемости.
Через 12-24 часа скважину пускают в эксплуатацию. Под действие депрессии из второго малопроницаемого пропластка будет поступать пластовая продукция с ингибитором АСПО благодаря его десорбции с поверхности горных пород. К моменту завершения процесса десорбции реагента высокопрочная гель, находящаяся в первом пропластке, начнет терять свои свойства и постепенно разрушаться, открывая фильтрационные каналы для движения геля с ингибитором АСПО и пластовой продукции. Процесс разрушения геля - это длительный и постепенный процесс, благодаря которому будут открываться все новые фильтрационные каналы, по которым будут двигаться в сторону скважины новые порции пластовой продукции с ингибитором асфальтосмолопарафиновых отложений.
По изобретению предложено основную массу ингибитора законсервировать в виде раствора геля в высокопроницаемых пропластках пласта. Для многих месторождений пропластки с высокой проницаемостью обводняются в первую очередь, поэтому предложенная технология будет способствовать получению дополнительного эффекта в виде снижения доли воды в добываемой пластовой продукции.
Согласно информации, приведенной на стр. 179 статьи авторов: Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологий ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах (журнал Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - №3. - Ч. 1. - С. 175-185) в таблице 5 указан период положительного эффекта ремонтно-изоляционных работ на 6 скважинах ОАО «Белкамнефть». Для изоляции высокообводненных пропластков использовался полимер «РЕАКОМ», длительность эффекта составила по скважинам от 8 до 17 месяцев при среднем значении 13,8 месяцев.
На фиг. 1 приведено положение в нефтяном пласте после закачки ингибитора АСПО в призабойную зону пласта согласно заявленного изобретения. Позициями указаны: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - глубинный насос, 3 - нефтяной пласт с двумя изолированными пропластками, 4 - первый пласт с большей проницаемостью, 5 - второй пласт с меньшей проницаемостью, 6 - непроницаемый пропласток, 7 -  раствор геля с ингибитором АСПО, 8 - преобразователь геля (зона упрочнения геля).
Согласно приведенной схеме после закачки ингибитора в скважину спускают глубинный насос на колонне НКТ и создают забойное давление, меньшее, чем пластовое. В результате этой депрессии из второго - нижнего на фиг. 1 пропластка в течение определенного времени в скважину будет поступать ингибитор АСПО, причем без периода залповой концентрации реагента в выносимом в скважину потоке пластовой жидкости. К исходу этого времени зона 8 с преобразователем геля под действием постоянно существующего перепада давления начнет медленно разрушаться и пропускать в скважинную зону пластовую жидкость вместе с ингибитором АСПО из зоны 7 первого - верхнего пропласта. Период ингибирования скважинного пространства будет продлен за счет равномерного и растянутого во времени процесса выноса реагента из более проницаемого и ранее закупоренного пропластка.
По изобретению предложено добычу нефти после закачки реагента вести при такой депрессии (разница пластового и забойного давления в стволе скважины), которая обеспечит начало медленного разрушения зоны упрочнения геля. Так как практически все нефтяные месторождения имеют индивидуальные параметры по геологическому строению, фильтрационным характеристикам пропластков и насыщающих их флюидов, величину такой депрессии для каждого продуктивного нефтяного пласта предварительно определяют в лабораторных условиях по моделированию фильтрационных процессов в образцах кернового материала.
По мнению авторов, существенным отличием и новизной по заявленному изобретению является то, что предварительно большая часть закаченного в нефтяной пласт ингибитора предохраняется от расходования. Лишь с течением времени разрушения зоны упрочнения геля 8 происходит дозирование этой большей части ингибитора в скважину. Таким образом, по изобретению дозировка ингибитора осуществляется не только за счет известного явления десорбции реагента с поверхности горных пород пласта, но и из объема раствора геля, закаченного в высокопроницаемый пласт.
По изобретению достигается технический положительный результат -нет необходимости закачки реагента в отдаленные области ПЗП для увеличения площади поверхности пород для протекания адсорбционных процессов. При пуске насосного оборудования в действие будет исключен пиковый расход и нерациональное поступление ингибитора в скважину.