способ контроля гипсоотложения при добыче обводненной нефти из скважин

Формула изобретения

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГИПСООТЛОЖЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН, включающий многократный отбор и исследование попутно добываемых с нефтью проб пластовой воды, отличающийся тем, что, с целью повышения точности контроля за счет обеспечения прогнозирования окончания действия ингибитора гипсоотложения при одновременном упрощении способа, исследование проводят путем выдержки проб, измерения времени от момента взятия пробы воды из скважины до момента выпадения в ней гипса при отстое и по изменению данного времени для последующей пробы по отношению к предыдущей пробе прогнозируют начало процесса гипсоотложения на последующий период текущего времени.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам контроля гипсоотложения при добыче обводненной нефти из скважин, предрасположенных к гипсообразованию как в начальной, так и в последующих стадиях гипсоотложения в процессе разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано также при добыче воды из скважин, предрасположенных к гипсообразованию.

Известен способ контроля гипсоотложения при добыче обводненной нефти из скважин путем исследования проб попутно добываемой с нефтью пластовой воды [1]. Контроль за действием ингибитора гипсоотложения в скважинах осуществляется путем неоднократного отбора проб пластовой воды, добываемой попутно с нефтью, и определения в этих пробах содержания ингибитора. Последующую закачку ингибитора в скважину производят в том случае, если концентрация ингибитора в пробах будет ниже его эффективного количества, способного еще предотвратить отложения гипса. Так как вынос ингибитора из пласта происходит по определенной закономерности. (Обзорная информация "Методы борьбы с отложением солей, серия "Нефтепромысловое дело", М.; 1980, с. 36, рис.6), то можно ориентировочно определить и время, через которое содержание ингибитора в пробах попутно добываемой с нефтью пластовой воды будет ниже его эффективного количества.

Поскольку этот известный способ является косвенным методом контроля гипсоотложения в скважине, так как применение его позволяет контролировать только вынос ингибитора из пласта, но не позволяет определять: наблюдается ли стабилизация гипса в добываемой пластовой воде и вынос гипса на поверхность, то поэтому основным недостатком этого известного способа является его невысокая точность контроля. Она объясняется тем, что скважины, на которых возможны гипсоотложения, имеют разную склонность к выпадению гипса, следовательно, для различных скважин необходимы разные минимальные эффективные количества ингибиторов. Поэтому минимальное эффективное количество ингибитора в этом известном способе необходимо определять по каждой скважине, что практически трудоемко. К тому же склонность скважин к гипсоотложению меняется во времени, следовательно, изменяется и минимальное эффективное количество ингибитора. Кроме того, содержание ингибиторов в попутно добываемой с нефтью пластовой воде часто бывает так мало, что существующими методами их определить невозможно, хотя на практике эффект от действия ингибитора такой концентрации еще наблюдается. Поэтому применение этого известного способа контроля может привести к перерасходу ингибиторов. Кроме того, на практике очень часто бывает так, что в одни и те же скважины закачиваются разные ингибиторы гипсоотложения, поэтому определить, какие из них и в каких количествах выносятся этим известным способом трудоемко, т.к. по каждому ингибитору требуются свои методики.

К тому же в попутно добываемой с нефтью воде содержатся в высоких концентрациях (от 0,5 до 4,0 мг/л) природные фосфорсодержащие вещества, концентрация которых в 5-50 раз может превышать минимально необходимое содержание ингибитора гипсоотложения, причем это фоновое содержание фосфорсодержащих веществ меняется во времени. Поэтому при контроле гипсоотложения в скважине по этому известному способу на результаты исследований будет накладываться еще и фон из таких природных фосфорсодержащих веществ, что не позволит определить фактическое содержание ингибитора в пробе воды.

Таким образом, этот известный способ не позволяет осуществлять точный контроль гипсоотложения в скважине, так как не обеспечивает качественное прогнозирование окончания действия ингибитора гипсоотложения, что приводит либо к перерасходу ингибитора, либо к преждевременному выпадению гипса в скважине.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ контроля гипсоотложения при добыче обводненной нефти из скважин путем исследования проб попутно добываемой с нефтью пластовой воды, согласно которому определяют наличие сульфат-ионов и удельный вес в пробах попутно добываемой с нефтью пластовой воды, и по изменению во времени удельного веса и количества сульфат-ионов судят о необходимости проведения повторной ингибиторной обработки [2].

Недостатком известного способа является невысокая точность контроля гипсоотложения в скважине в любой промежуток времени работы скважины.

Хотя этот известный способ контроля позволяет определить: гипсуется или нет скважина, наблюдается ли эффект от ранее проведенной ингибиторной обработки на дату проведения анализа, однако этот известный способ не позволяет заранее определить время окончания действия ингибитора гипсоотложения. Невозможность определения заранее времени окончания действия ингибитора приведет к неправильному определению времени проведения повторной ингибиторной обработки, что также приведет либо к перерасходу ингибитора гипсоотложения, либо к преждевременному выпадению гипса в скважине. Кроме того, известный по прототипу способ относительно сложный, поскольку требуется с высокой точностью определять содержание сульфат-ионов в каждой пробе воды, причем требуется регулярное проведение большого числа исследований проб, чтобы как можно точнее определить момент гипсования скважины, что на практике трудоемко.

Целью изобретения является повышение точности контроля за счет обеспечения прогнозирования окончания действия ингибитора гипсоотложения при одновременном упрощении способа.

Так, по пробе 11 от 19.07.84 и пробе 12 от 15.10.84 из графика следует, что скважина начнет гипсоваться не ранее, чем через 5-6 мес. (к апрелю 1985). По анализам от 08.04.1985 (проба 15) срок гипсования скважины уточняется: на 675-е сутки, то есть конец июня - начало июля 1985. По анализу пробы 16 от 02.07.85 следует, что скважина еще не гипсуется, но должна начать гипсоваться в ближайшие 5-10 сут (время стабилизации гипса в данной пробе воды упало и стало менее 0,23 сут ). По анализу пробы 17 от 06.09.85 следует, что скважина уже гипсуется (время стабилизации гипса равно 0), так как в колбе осадков гипса в этой пробе не появилось. Поэтому 18.09.85 скважину закрыли ввиду опасности ее загипсования.

При ремонте скважины, проведенном со 2.10 по 11.10.85 на насосно-компрессорных трубах и погружном насосе, был обнаружен свежий гипс. При ремонте скважины вновь провели ингибиторную обработку ингибитором солеотложения ИСБ-1, в результате чего время стабилизации гипса в пробах воды вновь увеличилось.

В период работы скважины с ноября 1985 (фиг.1) по март 1987 (фиг.2) по данным таблицы и из графика следует, что время стабилизации гипса в пробах воды 18-27 постепенно уменьшалось и стало менее суток через 1,5 года после ингибиторной обработки (проба 27). По данной пробе воды из графика следует, что скважина ориентировочно должна гипсоваться к августу 1987.

Однако в последующих пробах время стабилизации стало постепенно увеличиваться (пробы 28-31). Увеличение времени стабилизации гипса в отбираемых пробах воды связано с увеличением концентрации ингибитора гипсоотложения. Это произошло, по-видимому, из-за раскрытия новых пропластков призабойной зоны пласта, где содержался ранее закачанный ингибитор, котырый до этого не выносился из пласта. Поэтому скважина в этот период работала стабильно, отклонений в режиме работы скважины не было.

Однако в дальнейшем с ноября 1988 время стабилизации гипса в отобранных пробах (пробы 31 и 32) стало уменьшаться, что связано со снижением во времени концентрации ингибитора в добываемой воде. Так, по пробам 31 и 32 время окончания действия данной ингибиторной обработки должно было закончиться в конце июня - начале июля 1989. По пробе 33 от 24.07.89 следует, что скважина уже гипсуется; во время отстоя в отобранной пробе воды осадок (гипс) уже не выпадает, так как он уже выпал в скважине, и пересыщенной части гипса в исследуемой пробе воды уже нет.

Поэтому с 3.09. по 11.09.89 провели подземный ремонт скважины с целью проведения ингибиторной обработки. При подъеме оборудования внутри насосно-компрессорных труб был обнаружен гипс.

08.09.89 при ремонте в скважине N 747 была проведена ингибиторная обработка ингибитором солеотложений ИСБ-1 (НТФ).

После пуска скважины в работу снова продолжили отбор проб (пробы 34-37). По пробам 36 и 37 делается вывод, что скважина не будет гипсоваться не менее 6 мес (до средины сентября 1990) на дату проведения анализа пробы 37.

Таким образом, предлагаемый способ контроля гипсоотложения при добыче обводненной нефти из скважин позволяет заранее, за несколько месяцев вперед, определить окончание действия ингибиторной обработки и начало выпадения гипса и, следовательно, заранее и весьма точно спланировать время проведения последующей обработки ингибитором гипсоотложения.

По сравнению с известным способом предлагаемый способ впервые позволяет с высокой точностью прогнозировать окончание действия ингибитора гипсоотложения. По известному способу прогнозировать время окончания действия ингибитора невозможно.

Предлагаемый способ контроля значительно проще, чем известный, так как не требуется проведения исследования большого числа проб попутно добываемой с нефтью воды, чтобы заранее установить время окончания действия ингибитора гипсоотложения, в то время как в известном способе количество анализов возрастает в 3-5 раз, причем анализы необходимо вести постоянно с даты проведения ингибиторной обработки до начальной стадии гипсования скважины.

Применение предлагаемого способа дает возможность полностью исключить аварийные ситуации из-за отложения гипса в скважине, а также полностью исключить ненужные ингибиторные обработки, что в 2-4 раза снизит общее количество ингибиторных обработок, в то время как известный способ может допустить как аварийную ситуацию из-за невозможности прогнозирования окончания действия ингибитора гипсоотложения, так и допустить проведение преждевременной ингибиторной обработки скважины.

Экономический эффект от использования изобретения будет складываться за счет:

- исключения необоснованных преждевременных ингибиторных обработок (как минимум, исключить одну обработку в год на одну скважину);

- исключения ремонтов скважины в случае аварийной ситуации (как минимум, один ремонт в год продолжительностью 3-5 дней).