Процесс добычи нефти и разработки ее месторождения, являющийся достаточно развитым, имеет нежелательных побочные эффекты, такие как рост обводненности продукции и образование отложений сложного состава. В настоящее время, в связи с разработкой глубинных скважин, которые требуют использование насосно-компрессорных труб малого диаметра, с вводом в эксплуатацию крупных месторождений парафинистой нефти, а также в связи с ростом объемом использования методов внутрипластового заводнения на поздних стадиях разработки месторождений, влияние этих процессов существенно усиливается. Применение методов заводнения приводит к значительному изменению гидро-, термодинамических и физико-химических (температура и давление) характеристик призабойной зоны (ПЗ) скважин, что ухудшает фильтрационные характеристики пласта и, в конечном счете, снижает приток нефти. Это связано, прежде всего, со снижением растворимости в нефти части высокомолекулярных углеводородов и асфальтено-смолистых веществ (АСВ) и осаждением их, совместно с водной и неорганической частью, на поверхности ПЗ пласта, насосно-компрессорных труб (НКТ) и другом нефтепромысловом оборудовании в виде асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО). Кроме того, в результате осаждения АСВ на породе образуется структурированный, с аномальной вязкостью граничный слой пленочной нефти с повышенным содержанием АСВ. Образование пленочной нефти приводит к уменьшению не только коэффициента извлечения нефти, но и фильтруемости флюидов. При этом объём плёночной нефти в составе добываемой, в настоящее время постоянно растет. Негативные последствия образования отложений, а также сложность их удаления и ингибирования связаны со структурно-механическими и физико-химическими свойствами АСПО и остаточной нефти.
The process of oil production and field development, which is quite advanced, has undesirable side effects, such as an increase in water cut and the formation of complex-composition sediments. Currently, due to the development of deep wells that require the use of small-diameter pump-and-compressor pipes, the commissioning of large paraffinic oil fields, and the increasing use of in-situ water injection methods during the late stages of field development, the impact of these processes is significantly intensified. The application of water injection methods leads to significant changes in the hydro-thermodynamic and physicochemical (temperature and pressure) characteristics of the wellbore annulus, which degrades the formation’s filtration properties and, ultimately, reduces oil production. This is primarily due to a decrease in the solubility of certain high-molecular-weight hydrocarbons and asphaltene-resinous substances (ARS) in oil and their precipitation, together with the aqueous and inorganic components, onto the surface of the formation’s bottomhole zone, on production tubing (PT) and other oilfield equipment in the form of asphaltene-resin-paraffin deposits (ARPD). In addition, the deposition of ASVs on the rock results in the formation of a structured, abnormally viscous boundary layer of film oil with an elevated ASV content. The formation of film oil leads to a decrease not only in the oil recovery factor but also in the filtrability of fluids. At the same time, the volume of film oil in the produced oil is currently growing steadily. The negative consequences of deposit formation, as well as the difficulty of removing and inhibiting them, are related to the structural-mechanical and physicochemical properties of ARPD and residual oil.