Методика испытаний для оценки действия ингибитора и поражения пласта

В рамках публикации перевода научной статьи «Разработка и внедрение усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений» сегодня мы предлагаем Вашему вниманию раздел «Методика испытаний для оценки действия ингибитора и поражения пласта», без которого невозможно качественное представление публикуемого исследования.

Оценка подходящих химических систем для предотвращения образования того, что, как полагают, был водяной барьер, была проведена подтверждающим точным механизмом поражения пласта. После того, как механизм был создан, необходимо было найти продукт, который сможет устранить поражения, но не будет вызывать ухудшение добычи и обеспечит эффективность применения ингибитора солеотложений против карбоната железа/кальция и сульфата бария.

Оценка систем растворителей была сконцентрирована на использовании взаимных растворителей, которые были использованы в качестве способа удаления водяных блоков из добывающих скважин. За последние несколько лет такие химические вещества называли неионными амфифилами, которые применялись в огромных количествах, особенно в Северном море, чтобы удалить водяные барьеры, предотвратить эффекты относительной проницаемости и продлить действие закачки повышением ингибитором адсорбции. ^16,17

В этом исследовании, ингибиторы солеотложений оценивались на двух условиях применения. Во-первых, для обработки скважин с низкой обводненностью, а во-вторых, для обработки скважин с более высокой обводненностью. Эта оценка была проведена посредством контроля карбонатного / сульфатного отложения для коротко перечисленных веществ в присутствии 15-миллионной доли железа, по динамическому испытанию труб блокированием в анаэробных условиях, образованию соляного раствора / ингибитора солеотложений, анализу остатков и по оценке заводнения керна.

Динамическое испытание труб блокированием

Динамические испытания труб блокированием проводились при двух температурах, при температуре чуть выше температуры пласта-коллектора (180F) и при температуре поверхности корпуса ЭЦН (220F). Катионные и анионные соляные растворы были приготовлены в соответствии со стандартными лабораторными методами.¹⁸

Оба соляных раствора неоднократно были дегазированы, и был добавлен азот, чтобы удалить как можно больше растворенного кислорода, как это возможно, перед добавлением раствора двухвалентного железа.

Совместимость

Ингибиторы солеотложений, как известно, взаимодействуют с двухвалентными ионами, такими как кальций и магний.¹⁹

Самым сильным является взаимодействие с кальцием и, как следствие, концентрация кальция имеет решающее значение для производительности ингибитора солеотложений с точки зрения эффективности, а также совместимости. Совместимость ингибиторов солеотложений была испытана в синтетической пластовой воде в диапазоне концентраций и до максимальной температуры в скважине (до температуры поверхности ЭЦН 220F), чтобы оценить, будет ли происходить осаждение ингибиторов.

____________________________________________________

16. Коллинс И.Р., Коуи Л. Дж., Николь М., Стюарт Н.Дж.: “Область применения закачки ингибитора солеотложений с добавкой усилителя”, ОИН 54525, представлено на ежегодной технической конференции в Сан-Антонио, штате Техас 5-8 октября 1997 г.
17. Уильямс Дж. Д., Коллинс И.Р., Уэйд С.Р.: “Повышение растворимости минеральных солей в призабойной зоне скважины”, ОИН 56774, представлено на ежегодной технической конференции и выставке ОИН в Хьюстоне, штате Техас 4-6 октября 1999 г.
18. Грэхем Дж.М.: ”OSRG руководство программного обеспечения версия 2.1.”, факультет разработки нефтяных месторождений, университет Хериот-Уотт, Эдинбург, Шотландия, Великобритания, декабрь 1998 г.
19. Грэхем Дж.М., Боэк Л.С., Собьи К.С.: “Влияние образования кальция на эффективность применения ингибиторов отложений бария и кальция”, ОИН 37273, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии вХьюстоне, штате Техас, 18-21 февраля 1997 г.