Разработка ингибиторов солеотложения: Результаты испытаний с месторождения

Мы продолжаем публиковать перевод научной статьи, посвященной теме разработки и внедрения усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений. Сегодня переходим от лабораторных исследований, результаты которых Вы можете найти в наших прошлых публикациях, к результатам исследований, полученным непосредственно на месторождении Милн-Пойнт.

Процедуры по обработке солеотложения под давлением при низкой обводненности

За прошедший год было проведено свыше 22 процедур по обработке солеотложения под давлением с применением промывки 100% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов и 100% раствором нефтерастворимого ингибитора солеотложений. Ниже приведен стандартный план, используемый для обработки скважин на месторождении Милн-Пойнт. Фактические объемы, которые будут использоваться для обработки, рассчитываются и обрабатываются с помощью программного продукта SQUEEZE V.

  1. Если это возможно, снимите заглушку из нижней газлифтной камеры для циркуляционной перекачки ЭЦН.
  2. Нагрузите внутреннюю колону (кессону) дегазированной нефтью, чтобы обеспечить подходящее расположение для обработки путем ингибирования солеотложений.
  3. Установите трубопровод и прокачайте 5 баррелей 100% промывочного раствора низкомолекулярных неионных амфифилов.
  4. Прокачайте 30 баррелей добавочного чистого дизеля.
  5. Прокачайте 10 баррелей нефтерастворимого ингибитора солеотложений.
  6. Прокачайте 60 баррелей дегазированной нефти и произведите разрыв заполненных пор.
  7. Заглушите скважину на 12 часов.
  8. Выведите добычу на пониженный дебит и повышайте его в течение 4-6 часов до нормальной добычи.

Процедуры обработки под давлением в каждом случае были применены в нижней части НКТ или через ЭЦН. Все обработки были применены без значительного повышения давления во время прокачки. Отклонением от плана по заводнению керна являлось дополнительная промывка сырой нефтью. Это сокращает затраты на применение дополнительной промывки чистым дизелем. Только 2 процедуры обработки показали наличие каких-либо признаков относительно эффектов проницаемости продолжительностью более 24 часов после начала добычи. Напротив, каждая обработка ингибитором солеотложений на водной основе скважин с обводненностью менее чем 10% привела к снижению добычи нефти продолжительностью от 7 дней до 6 месяцев.

Во многих случаях, обработка чистой водой приводит к небольшому повышению дебита по нефти. Это было спрогнозировано заводнением керна, но этот положительный эффект длился недолго, так как значения остаточной водонасыщенности у ближайших скважин вернулись к нормальному распределению с перемещением связанной воды в стволе скважины в процессе добычи. На рисунке 9 показан дебит по нефти 30 дней до и после обработки под давлением на водной основе добывающей скважины.

Рисунок 9. Дебит по нефти до и после обработки путем закачки ингибитора солеотложений на водной основе в скважину F-37 с обводненностью 9%. Рисунок 10. Дебит по нефти до и после закачек ингибитора солеотложений на водной основе и нефтерастворимого ингибитора, примененных при обводненности менее 1% и 16% соответственно, в скважину L-12.
Дебит по нефти до и после обработки Дебит по нефти до и после закачек ингибитора

Очевидно, что дебит по нефти был значительно ухудшен обработкой солеотложений под давлением. На рисунке 10 показано сравнение между предыдущей обработкой солеотложений путем закачки раствора на водной основе и обработкой путем совместной закачки раствора низкомолекулярных неионных амфифилов и нефтерастворимого ингибитора солеотложений, примененной к той же добывающей скважине.

Рисунок 11. Дебит по нефти до и после закачки нефтерастворимого ингибитора солеотложений с предварительной промывкой раствором НИА в скважину F-50 с обводненностью 1%

Дебит по нефти до и после закачки нефтерастворимого ингибитора

После закачки ингибитора солеотложений на водной основе дебит по нефти был значительно снижен. После этапа закачки органического ингибитора солеотложений дебит по нефти увеличился до дебита равнозначному тому, если бы скважина не была поражена в результате обработки под давлением на водной основе. На рисунках 12 и 13 показаны дебиты по нефти до и после обработок путем закачки раствора низкомолекулярных неионных амфифилов и нефтерастворимого ингибитора солеотложений.

Рисунок 12. Дебит по нефти до и после закачки нефтерастворимого ингибитора с предварительной промывкой раствором НИА в скважину K-17 с обводненностью 28%. Рисунок 13. Дебит по нефти до и после закачки ингибитора солеотложений на водной основе с последующим применением раствора НИА в скважину F-61 с обводненностью менее 1% для восстановления утерянной добычи.
Дебит по нефти до и после закачки нефтерастворимого ингибитора с предварительной промывкой раствором НИА Дебит по нефти до и после закачки ингибитора солеотложений на водной основе с последующим применением раствора НИА

В обеих скважинах, очевидно, дебит по нефти увеличился с 500 до 725 баррелей за счёт восстановления от поражения, вызванного закачкой растворов на водной основе. На рисунке 12 можно наблюдать промывку при добыче нефти, так как изменилась насыщенность в околоскважинной зоне в связи со временным удалением остаточной водонасыщенности. Скважины, в которых наблюдалось снижения дебита по нефти, связанное с применением ингибитора солеотложений на водной основе, были обработаны взаимными растворителями. Эти процедуры обработки были разработаны для заполнения околоскважинную зону на расстояние в 3 фута, чтобы удалить водяной барьер, таким образом, восстанавливая дебит по нефти. На рисунке 13 показан дебит по нефти до и после закачки ингибитора солеотложений на водной основе. На нем отчетливо наблюдается снижение в добыче нефти. После закачки раствора низкомолекулярных неионных амфифилов в радиусе 3 футов, ухудшение добычи было устранено, и скважина давала такой же приток, как и до снижения дебита. Очевидно, что механизмом поражения являлся водяной барьер, который был удален раствором низкомолекулярных неионных амфифилов.

Процедуры по обработке солеотложения под давлением при высокой обводненности

За прошедшие полгода было проведено 5 процедур по обработке солеотложения под давлением с применением промывки 15% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов и 10% раствором ингибитора солеотложений на водной основе скважин с высокой обводненностью. Фактические объемы, которые будут использоваться для обработки, рассчитываются и обрабатываются с помощью программного продукта SQUEEZE V. Эти объемы зависят от продуктивного интервала пласта и от дебита по воде, а также от других эксплуатационных факторов.

Процедуры по обработке под давлением для каждого случая были применены аналогичным образом, как и при обработке скважин с низкой обводненностью. Все процедуры по обработке были применены без значительного повышения давления во время прокачки. Отклонением от плана по заводнению керна являлась дополнительная промывка сырой нефтью. Это сокращает затраты на применение дополнительной промывки чистым дизелем. В каждой обработке скважины достигли прежние дебиты по нефти спустя 24 часа после применения, в отличие от 1–3 месяцев с ранее используемыми растворами на водной основе. Предполагается, что при применении более эффективных ингибиторов солеотложений в сочетании с промывкой раствором низкомолекулярных неионных амфифилов, вызывающим эффект дополнительной адсорбции, эти процедуры обработки будут продолжаться дольше, чем при применении ранее используемых химических растворов.

Рисунок 14. Дебит по нефти до и после закачки ингибитора солеотложений на водной основе, примененного с предварительной промывкой раствором НИА и без неё, в скважину L-29 с обводненностью менее 5%

Дебит по нефти до и после закачки ингибит

На рисунке 14 показан дебит по нефти до и после обработки закачкой растворов на водной основе. При этом скважина дает значительное мгновенное снижение дебита по нефти, который не был восстановлен при последующей очистки скважины за 2 недели добычи. Скважина была повторно обработана раствором низкомолекулярных неионных амфифилов и ингибитором солеотложений на водной основе. Предполагается, что дебит по нефти увеличился до максимального значения по сравнению с обработкой путем закачки растворов на водной основе, и некоторые поражения скважины были устранены вторичной обработкой.