Методы анализа остаточного содержания

Итак, продолжая публикацию исследования, посвященного разработке усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений, мы подошли к разделу используемых методов анализа. Точный анализ остаточного содержания ингибитора имеет решающее значение для определения производительности обработки солеотложений закачкой. Данные с анализа были использованы для создания концентрации ингибитора напротив профилей добытой воды, являющихся основными конструктивными ячейками, которые были оптимизированы под структуру закачки при использовании моделирования SQUEEZE V.²⁰

Все основные ингибиторы солеотложений были основаны на фосфорсодержащем ингибированном веществе, позволяющим облегчить анализ, или на простом методе Хэтча или на более точном анализе атомной адсорбции.

Анализ заводнением керна (поражение пласта и изотермическое уравнение). Было проведено три испытания по заводнению керна. Первое было направлено на анализ характера механизма поражения пласта и способа его устранения. Вторым испытанием была оценена эффективности промывки неионными амфифилами (НИА) и нефтерастворимым ингибитором солеотложений для того, что исключить возникновение поражений. Результаты третьего испытания оценили потенциал поражения пласта для скважин с высокой обводненностью.

Керн, использованный в этом опыте (скважина # L-09 глубиной 8 243 фута), был извлечен из песчаников месторождения Купарук A2, которые являются основным интервалом продуктивного пласта. Керн был классифицирован как мелкозернистый, умеренно сцементированный аренитовый песчаник с ограниченным зарастанием кварца. В нем присутствовал каолинит и сидерит цемента в меньшем количестве. Также в нем присутствовали другие минералы, в том числе полевой шпат и белая слюда.

Химические реагенты, оценивающие заводение керна, содержали общий растворитель на основе смеси низкомолекулярных неионных амфифилов, который является запатентованным продуктом BP Amoco.^16,17 Этот ингибитор солеотложений – это нефтерастворимый ингибитор на основе группы органических растворителей, новейший игнибитор отложения солей железа.

Основные процедуры первых двух испытаний по заводнению (M1 и M2) включали следующие этапы:

• Законсервированный образец керна был вырезан пробками диаметром 1,5 дюйма в керосине и профильтрован сырой нефтью при пластовой температуре.
• Проницаемость по нефти была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной водонасыщенности.
• Этап промывки применялся в прямом направлении.
• Основная обработка была применена в обратном направлении.
• Дополнительная промывка была применена в обратном направлении.
• Остановка в течение 15 часов и пропуск всех этапов.
• Насыщение профильтрованной сырой нефтью.

Проницаемость по нефти была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной водонасыщенности.

• Был проведен анализ сканирующей электронной микроскопией по образцу керна.

Конкретные этапы испытания M1 по заводнению керна:

1. Промывка 15% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов
2. Основная обработка нефтерастворимым ингибитором (код А)
3. Дополнительная промывка путем добавки чистого дизеля
4. Конкретные этапы испытания M2 по заводнению керна:
5. Промывка 100% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов
6. Заполнение чистым дизелем
7. Основная обработка нефтерастворимым ингибитором (код А)
8. Дополнительная промывка путем добавки чистого дизеля

Основные процедуры третьего испытания по заводнению (M3) включали следующие этапы:

• Законсервированный образец керна был вырезан пробками диаметром 1,5 дюйма в керосине и профильтрован сырой нефтью при пластовой температуре.
• Проницаемость по нефти была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной водонасыщенности.
• Проницаемость по соляному раствору была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной нефтенасыщенности.
• Этап промывки применялся в прямом направлении.
• Основная обработка была применена в обратном направлении.
• При пластовой температуре в течение 15 часов была выполнена остановка.
• Пропускание синтетической пластовой воды через керн в течение 3 недель.
• Керн был насыщен профильтрованной сырой нефтью.
• Проницаемость по нефти была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной водонасыщенности.
• Проницаемость по соляному раствору была измерена в прямом и обратном направлениях по остаточной нефтенасыщенности.
• Был проведен анализ сканирующей электронной микроскопией по образцу керна.

Конкретные этапы испытания M1 по заводнению керна:

• Промывка 15% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов
• Основная обработка 15% ингибитором на водной основе (код А2)

______________________________________________________

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. Собьи К.С., Хэйорэн З.: “SQUEEZE V: программа по моделированию процедур обработки путем закачки ингибитора в радиальной и линейной системах — руководство пользователя”, факультет разработки нефтяных месторождений, университет Хериот-Уотт, Эдинбург, Шотландия, Великобритания, декабрь 1997 г.