способ оценки межочистного периода скважин, осложняющихся асфальтосмолопарафиноотложениями

Формула изобретения

1. Способ оценки межочистного периода скважины, осложняющейся асфальтосмолопарафиноотложениями, на основе контрольного критерия, отличающийся тем, что в качестве контрольного критерия используют показатель преломления прокачиваемой нефти: строят зависимость между показателем преломления прокачиваемой нефти и критическим количеством прокачиваемой нефти для скважин того же объекта, периодически осложняющихся асфальтосмолопарафиноотложениями, по ней определяют значение критического количества прокачиваемой нефти, с учетом обводненности нефти рассчитывают общее количество прокачиваемой жидкости, а с учетом режима работы скважины рассчитывают время, за которое это количество жидкости может быть прокачено через скважину, т.е. прогнозируют межочистной период.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что построение зависимости между показателем преломления прокачиваемой нефти и критическим количеством прокачиваемой нефти периодически повторяют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам оценки межочистного периода (МОП) скважин, работа которых осложняется асфальтосмолопарафиноотложениями.

Наиболее близким к предлагаемому является способ оценки межочистного периода скважин, осложняющихся асфальтосмолопарафиноотложениями, на основе комплекса контрольных критериев, отражающих динамику и конечную эффективность процессов [1].

Сущность способа заключается в следующем.

При эксплуатации скважины в обычном режиме периодически, 2-4 раза в месяц замеряются следующие показатели:

- максимальная нагрузка на головку балансира станка-качалки (механический показатель);

- сила тока на электродвигателе станка-качалки (электрический показатель);

- дебит скважины (технологический показатель работы скважины).

По мере выпадания и накопления АСПО в скважине происходит измерение величин контрольных показателей. Осуществляют мониторинг за динамикой численных показателей до момента так называемого полного запарафинивания скважины. Одним из признаков этого момента является зависание штанг при ходе плунжера вниз. Величины контрольных параметров, снятых в этот период, являются критическими.

Скважину останавливают на очистку от АСПО. После выхода скважины на постоянный режим работы замеряют контрольные показатели. Наблюдение за работой скважины ведут до достижения критических показателей.

Как видно из приведенного описания способа, фактически он не дает оценки МОП, а лишь констатирует наступление момента парафинизации оборудования, который можно определить и без выполнения столь сложных и трудоемких операций на протяжении всего межремонтного периода (хотя бы по зависанию штанги).

Целью предлагаемого способа является получение прогнозной оценки величины МОП для скважин целого эксплуатационного объекта на основе одного контрольного показателя для каждой скважины, т.е. при экономии материальных и энергетических ресурсов на любой стадии межремонтного периода и повышение точности прогнозирования.

Поставленная цель достигается тем, что в способе оценки межочистного периода скважин, осложняющихся асфальтосмолопарафиноотложениями, на основе контрольного критерия, в качестве контрольного критерия используют показатель преломления пробы добываемой нефти: при этом из скважин отбирают пробы скважинной продукции, определяют показатели преломления нефти, по которым устанавливают критическое количество прокачиваемой нефти, а затем, согласно режиму работы скважин, прогнозируют межочистной период.

Известно, что борьба с асфальтосмолопарафиноотложениями (АСПО) ведется в двух направлениях: либо профилактическими мерами, т.е. вводом в скважину различных ингибиторов асфальтосмолопарафиноотложений в момент, когда асфальтосмолопарафины еще только начали откладываться, либо удалением уже отложившихся асфальтенов, смол и парафина. Второй вариант связан с остановкой скважины, подъемом скважинного оборудования, а следовательно с большими материальными затратами. Но для обоих вариантов весьма важно определить продолжительность периода между очистками скважины, так называемый межочистной период скважин (МОП), который может быть выражен либо во временных единицах (сутки, недели и т.д.), либо в количестве прокачанной через скважину нефти до момента ее запарафинивания, так называемом критическом количестве прикачиваемой нефти (ККПН).

Авторами осуществлен поиск параметра нефти, коррелирующего с МОП. С этой целью (по объектам НГДУ "Лениногорскнефть", "Азнакаевскнефть", "Джалильнефть") было проанализировано более 40 параметров нефти, добываемой из скважин, в которых периодически откладываются асфальтены, смолы, парафины: оптические свойства нефти, плотность, кислотность нефти, содержание асфальтенов, температура структурообразования нефти по изменению плотности, температура структурообразования нефти по изменению показателя преломления пробы нефти, температура структурообразования нефти по изменению реологических свойств нефти, содержание в нефти асфальтенов, смол, парафинов, серы, а также механических примесей и воды.

Как показал статический анализ определяемых параметров, диапазон их изменения достаточно широк, однако между некоторыми из них и величиной МОП найдена корреляционная зависимость. По сути каждый из этих параметров может быть использован с той или иной степенью надежности для прогнозирования продолжительности МОП. Однако наиболее предпочтительным из является тот, который характеризуется наибольшим коэффициентом корреляции, т. к. это обеспечит наибольшую точность прогнозирования МОП. В большей степени этим требованиям удовлетворяют рефрактометрические показатели, а среди них - показатель преломления (n_д). Коэффициент корреляции между этим параметром и величиной МОП, а следовательно и ККПН, составляет 0,421 (тогда как минимальное достоверное значение этого коэффициента при доверительной вероятности 0,95 составляет 0,255).

Определение показателя преломления достаточно простая операция, широко используемая в лабораторной практике. Для ее осуществления требуется лишь наличие рефрактометра и термостатирующего устройства. Основная операция - подготовка исследуемой нефти специальным образом - не трудоемка, не требует использования каких-либо дефицитных реагентов. Расход нефти на этот вид исследования минимальный.

Таким образом на основе легко определяемого параметра нефти с использованием найденной авторами зависимости между ним и величиной ККПН можно дать прогнозную оценку величины МОП.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

На нефтяной залежи, где в добывающих скважинах периодически происходит отложение АСПО с различной интенсивностью, отбирают пробы скважинной жидкости и определяют в них показатель преломления нефти (n_д). Выбор скважин осуществляют по залежи в шахматном порядке для повышения вероятности получения минимального и максимального значений n_д.

По эксплуатационным данным выбранных скважин определяют объемы добытой жидкости в периоды времени между подземными ремонтами скважин и с учетом обводненности добываемой продукции рассчитывают критическое количество прокачанной нефти (ККПН). Отбор проб нефти из скважин и построение зависимости между показателем преломления нефти и ККПН периодически повторяют (примерно раз в полгода), т.к. свойства нефти меняются в процессе разработки.

Строят характерную для данной залежи зависимость между показателем преломления нефти (n_д) и критическим количеством прокачанной нефти (ККПН), по ней, исходя из n_д нефти исследуемой скважины определяют критическое количество нефти (ККПН), после прокачки через исследуемого скважину произойдет ее запарафирование. Зная величину ККПН и обводненность добываемой этой скважиной продукции, определяют общее количество добытой из скважины жидкости, а с учетом режима работы скважины рассчитывают время, за которое это количество жидкости будет добыто, т.е. МОП.

Найденная зависимость будет служить для прогноза МОП всего фонда скважин при дальнейшей разработке данной нефтяной залежи.

Пример конкретного исполнения способа.

На участке Ромашкинского месторождения, где шла эксплуатация девона (НГДУ Азнакаевнефть, Лениногорснефть и Джалильнефть), были отобраны пробы нефти из 17 добывающих скважин и проанализированы с целью определения показателя преломления. В НГДУ были собраны сведения о продолжительности периодов между подземными ремонтами для каждой их этих скважин (МОП) и с учетом обводненности продукции и режимов работы этих скважин были рассчитаны величины ККПН.

Данные представлены в таблице.

На основании полученных данных построена зависимость ККПН= f (n_д), представленная на чертеже.

Пользуясь найденной зависимости, можно спрогнозировать величину МОП для любой скважины девонского горизонта Ромашкинского месторождения.

Например, возникла необходимость в прогнозе МОП для скв. N 12460 НГДУ "Лениногорскфнеть". Для этого из скважины отобрали пробу скважинной жидкости и определили показатель преломления нефти: n_д=1,4764. Этому значению по найденной ранее зависимости (см. чертеж) соответствует величина ККПН, равная 395 т нефти. С учетом обводненности добываемой продукции 32% это соответствует 726 м³ жидкости. Согласно теоретической подаче насоса, равной 12 м³/сут. , для того чтобы добыть 726 м³ жидкости, скважину возможно безаварийно эксплуатировать не более 60,5 суток.

Таким образом, межочистной период по данной скважине составляет не более 2 месяцев, по истечении которых необходимо осуществление подземного ремонта скважин или других мероприятий, направленных на ликвидацию АСПО.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в том, что он позволяет быстрее и точнее в сравнении с прототипом дать прогнозную оценку МОП на основе весьма простых операций.

Источники информации:

1. И. Н. Головин, В.И. Лапшин, В.И. Митичкин. "Прогнозирование толщины асфальтосмолистых и парафиновых отложений в глубинно-насосном оборудовании скважин", журнал "Нефтепромысловое дело", N 4, 1983, г., с. 6-7.