Обработка солеотложений закачкой под давлением

Мы вновь продолжаем публиковать перевод статьи «Разработка и внедрение усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений». В предыдущих частях были рассмотрены характеристики исследуемого месторождения, а именно — его местоположение, история и типы солеотложения, создаваемые им проблемы и химический состав воды. Сегодня мы остановимся на разделе, посвященном обработке солеотложений закачкой под давлением.

Использование обработки путем закачки ингибитора солеотложений предотвращает внутрискважинное осаждение карбонатных и сульфатных отложений, являясь стандартной процедурой для скважин как на суше, так и на шельфе. Такие методы обработки применяются в добывающих скважинах, когда обводненность достигает уровня, в котором образование солеотложений считается проблемой, которая не может экономически контролироваться корректирующим растворением этих отложений. Это обычно происходит при обводненности более 5%. В случае с Милн-Пойнт солеотложения влияли на добычу при обводненности менее чем 1%.

В основном процесс закачки ингибитора солеотложений состоит из прокачки раствора жидкости для предварительной промывки (0.1% ингибитора в хлориде калия или соленой воде) с последующим выбором ингибитора солеотложений (обычно в диапазоне концентраций от 5 до 20% в хлориде калия или солёной воде) и, наконец, закачивания продавочной жидкости (использования ингибированной соленой воды или хлорида калия). Остановленная на некоторое время скважина позволяет ингибированным веществам адсорбироваться или осаждаться на породе пласта-коллектора, перед этим приток из скважины идёт в испытательный сепаратор и в основной процесс ^3,4,5,6.

Этот процесс обработки допустим для скважин со значительной обводненностью, большей, чем 10%. В диапазоне обводненности от 0 до 10% более нетрадиционные методы обработки должны быть оценены. Использование большого объема соляного раствора при такой низкой обводненности может привести к образованию водяных барьеров в процессе добычи и вызвать изменение вблизи скважины относительной проницаемости. В этом случае, распределённый в органическом растворителе ингибитор солеотложений используется в сочетании с дизельным топливом или сырой нефтью, чтобы преодолеть такие проблемы. Ингибированные вещества в таком составе задерживаются в пласте-коллекторе аналогично обычным ингибиторам солеотложений на водной основе – этот метод внедрения имеет решающее значение.

Существует два типа механизма задержки в пласте-коллекторе при закачке ингибитора солеотложений и смешенного с органическим растворителем ингибитора. Один из процессов представляет собой процесс адсорбции, при котором происходит физическая / химическая адсорбция / десорбция в результате взаимодействия молекул ингибитора солеотложений с поверхностью пласта-коллектора.^7,8,9,10,11

Величина адсорбции является функцией химического типа, состава пластовой воды, кислотности пластовой воды (рН), смачиваемости пласта-коллектора и его минералогии (в основном типа глины и её содержания).^9,10,11 Механизм осадкообразования предусматривает адсорбцию ингибитора солеотложений с последующим осаждением на поверхности ископаемых.^12,13,14,15

Процесс образования осадков контролируется ингибитором химического типа, показателем кислотности рН и уровнем двухвалентного иона в составе выпавших осадков.^14,15 Обработка закачкой ингибитора при выпадении осадков может иметь преимущества над адсорбционной обработкой, когда система требует высокую, более чем 15 миллионных долей, минимальную концентрацию ингибитора (МКИ). Тем не менее, это увеличение нижней границы МКИ при закачке ингибитора не всегда проявляется.

Требование к альтернативным методам обработки скважинам с низкой обводненностью на Милн-Пойнт, которые использовались ранее, в связи со значительными повреждениями пласта вызвало необходимость исследования органического растворителя промывочных жидкостей и использования смешенного с органическим растворителем ингибитора солеотложений.

Предыдущие методы обработки скважин с низкой и высокой обводненностью привели к относительно долгой очистке скважины, начиная от нескольких недель и заканчивая 6 месяцами, прежде чем первоначальные дебиты по нефти были достигнуты. Такие потери при заторможенной добычи нефти стали решающими для устранения этого механизма поражения, сначала для скважин с низкой обводненностью, а затем для оценки методов альтернативной обработки скважин с высокой обводненностью.

_________________________________________________

3. Вэттэ О.Дж.: “Процессы химической закачки – несколько новых сведений на тему давних заблуждений” Технический колледж им. Дж. Пэт, стр. 339-353, Март 1973 г.
4. Кинг Дж.Э., Воудэн С.Л.: “Вводное исследование эффективности применения закачки ингибитора солеотложений: испытание керна и результаты с месторождения” ОИН18485, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии в Анахайме, штате Калифорния, 20-22 февраля 1991 г.
5. Пардью Дж. Э.: “Применение нового ингибитора солеотложений” ОИН 21023, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии в Анахайме, штате Калифорния, 20-22 февраля 1991 г.
6. Мэйерс К.О., Скиллмэн Г.Л., Хэррин Дж., Д.: “Контроль поражения пласта на Прудо Бэй, Аляске, обработкой путем закачки ингибитора” Технический колледж им. Дж. Пэт, стр. 1019-1034, Июнь 1985 г.
7. Джордан М.М., Собьи К.С., Цзян П., Юань М.Д., Тодд А.К., Хьюстон К.Э..: “Адсорбция/десорбция ингибитора солеотложений и потенциал для поражения пласта в восстановленных кернах” представлено на Международном симпозиуме ОИН по контролю поражения пласта в Лафайете, штате Луизиана 7-10 февраля 1994 г.
8. Джордан М.М., Собьи К.С., Гриффин Ф., Хеннесси С., Хьюстон К.Э., Уотэхауз Ф.: “Адсорбция/десорбция ингибитора солеотложений против осаждения: потенциал для продления времени действия закачки с целью минимизации поражения пласта” ОИН 30106, представлено на Европейской конференции по поражению пласта в Гааге, Нидерландах, 15-16 мая 1995 г.
9. Джордан М.М., Собьи К.С., Цзян П., Юань М.Д., Тьери Л., Тодд А.К.: “Влияние глинистых минералов, показателя pH, кальция и температуры при адсорбции ингибитора отложений фосфоната на керн и отдельные части минерала” представлено на Международном конгрессе и экспозиции в конференц-центре Балтимора, штата Мэриленд 28 февраля – 4 марта 1994 г.
10. Джордан М.М., Собьи К.С., Гриффин Ф., Хилл П., Хьюз К.: “Применение ПАВ для продления времени действия закачки ингибитора солеотложений для коллекора со смешанной фильностью: исследование путем заводнения керна с использованием восстановленного по нефти керна из морского месторождения в Северном море” представлено на 6-м международном симпозиуме по нефтепромысловой химии в Гейло, Норвегии 19-22 марта 1995 года.
11. Джордан М.М., Собьи К.С., Мауэрлье М.Ф., Тэйлор К., Хьюстон К., Гриффин Ф.: “Причастность химического состава добываемой воды и минералогии пластовых вод к адсорбции/десорбции ингибитора в песчанистых коллекторах и их значение в выборе растворов для обработки солеотложений”, представлено в Королевском химическом обществе 6 Международного симпозиума по химии в нефтяной промышленности в колледже им. Шарлоты Мэйсон в Эмблсайд, округе Камбрии 14-17 апреля 1997 г.
12. Карлберг Б.Л.: “Возможность контроля осаждения солеотложений в скважинах с высокими запасами”, Журнал “Нефть игаз”, декабрь 1983 г.
13. Карлберг Б.Л.: “Закачка ингибитора солеотложений для некарбонатных коллекторов”, ОИН 17008, представлено на Симпозиуме ОИН по технологии добычи в Лаббок, штате Техас, 16-17 ноября 1987 г.
14. Рэбайоли М.Р., Локхат Т.П.: “Растворимость и поведение полиакрилатных ингибиторов солеотложений и их влияние на процедуры по обработке солеотложений”, ОИН 28998, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии в Сан-Антонио, штате Техас, 14-17 февраля 1995 г.
15. Мэландрино А., Юань М.Д., Собьи К.С., Джоржан М.М.: “Механистическое исследование и моделирование процессов закачки ингибитора солеотложений”, ОИН 29001, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии в Сан-Антонио, штате Техас, 14-17 февраля 1995 г.