Лабораторные результаты исследования по разработке ингибиторов солеотложения (продолжение)

Продолжение публикации лабораторных результатов исследования, посвященного разработке и внедрению усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений.

Результаты испытания M2 по заводнению керна. На рисунке 6 показан график перепада давления, зарегистрированный в процессе закачки раствора на различных этапах для проверки обработки под давлением испытания M1 по заводнению керна.

Рисунок 6. Испытание М2 по заводнению керна на месторождении Милн-Пойнт. Применение 100% раствора НИА и 100% раствора нефтерастворимого ингибитора солеотложений для второй обработки солеотложений на керне, этапы закачки и обратного притока.

Испытание М2 по заводнению керна

Этапы заводнения были незначительно изменены для того, чтобы обеспечить более медленное распространение раствора 100% низкомолекулярных неионных амфифилов, который в настоящее время используется на этапе промывки. После промывки 100% нефтерастворимым ингибитором солеотложений был добавлен чистый дизель. График показывает высокий перепад давления во время закачки 100% раствора низкомолекулярных неионных амфифилов, который резко снижается, так как идет пропускание через керн дизеля, нефтерастворимых растворов и растворов для дополнительной промывки. В обратном направлении перепад давления остается постоянным как и в предыдущем заводнении M1. В таблице 4 приведены значения проницаемости, полученные для различных этапов заводнения.

Таблица 4. Значения проницаемости на разных этапах испытания М2 по заводнению керна при пластовых условиях. Керн обработан 100% раствором НИА и 100% раствором нефтерастворимого ингибитора солеотложений.

Этапы испытания k, мД Изменение, %
Предварительная обработка
Проницаемость по нефти в прямом направлении 111,9
Проницаемость по нефти в обратном направлении 84,3
Обработка 100% раствором НИА с последующей закачкой нефтерастворимого ингибитора солеотложений
Проницаемость по нефти в прямом направлении 136,6 22,1
Проницаемость по нефти в обратном направлении 100,8 19,6

Очевидно, что пересмотренный метод обработки не вызывает того же снижения проницаемости по нефти, которое наблюдалось в заводнении M1. По факту проницаемость по нефти возросла на 20% и 22% (в прямом и обратном направлениях соответственно). Этот рост относительной проницаемости по нефти связан с удалением остаточной воды, присутствующей в законсервированном керне, до начала заводнения.

Рисунок 7. Испытание М3 по заводнению керна на месторождении Милн-Пойнт. Закачка 15% раствора НИА и 100% раствора НИА с последующей закачкой 10% раствора ингибитора солеотложений на водной основе типа А1 при температуре 81°C.

Испытание М3 по заводнению керна

Результаты испытания M3 по заводнению керна. На рисунке 7 показан график перепада давления, зарегистрированного в процессе закачки раствора на различных этапах по предложенной обработке под давлением для скважин с высокой обводненностью. График показывает рост перепада давления, связанный с промывкой более вязким 15% раствором низкомолекулярных неионных амфифилов насыщенного соляным раствором керна. Так как через керн был пропущен ингибитор солеотложений на водной основе, перепад давления упал и снижался еще больше из-за пластовой воды, вытесненной ингибитором при пластовой температуре после 15 часовой остановки этапа обработки. Перепад давления на этапе последующей промывки остается практически постоянным. В таблице 5 приведены значения проницаемости по сырой нефти и синтетической пластовой воде, полученные для разных этапов заводнения.

Таблица 5. Значения проницаемости на разных этапах испытания М3 по заводнению керна при пластовых условиях. Керн обработан 15% раствором НИА с последующей закачкой 10% ингибитора солеотложений на водной основе А1

Этапы испытания k, мД Изменение, %
Предварительная обработка
Проницаемость по нефти в прямом направлении №1 55,6
Проницаемость по нефти в прямом направлении №2 56,1 0,8
Проницаемость соляного раствора в прямом направлении №1 110,4
Проницаемость соляного раствора в прямом направлении №2 101,3 – 8,3
Обработка 15% раствором НИА с последующей закачкой 10% ингибитора солеотложений на водной основе А1
Проницаемость по нефти в прямом направлении №3 59,9 6,9
Проницаемость соляного раствора в прямом направлении №3 100,3 – 1,0

Очевидно, что применение низкомолекулярных неионных амфифилов и ингибитора солеотложений на водной основе при остаточной нефтенасыщенности керна не вызывает снижение проницаемости по нефти. По факту проницаемость по нефти возросла на 8%, а проницаемость по соляному раствору, как оказалось, снизилась на 9%. На рисунке 8 показана концентрация ингибитора солеотложений на водной основе, то, как он был десорбирован из керна на последних этапах заводнения.

Рисунок 8. Испытание М3 по заводнению керна на месторождении Милн-Пойнт. Концентрация ингибитора на водной основе типа А1, десорбированного из керна на последнем этапе заводнения при температуре 81°C.

Заводнение керна на м3

Учитывая, что концентрация ингибитора, необходимая для контроля проблем, связанных с отложением солей карбоната / сульфата, которые были замечены на поверхности ЭЦН, составляла всего 2,5 миллионных долей; продолжительность действия закачки, как прогнозируется, будет весьма допустимой. Из предыдущего испытания по заводнению, выполненного с применением этого продукта в других пластах-коллекторах, как оказалось, продолжительность действия закачки была продлена за счет использования совместной промывки растворителей. Этот выявленный факт был предложен ранее для тех или иных растворов низкомолекулярных неионных амфифилов.10,16,21 Данные по заводнению керна были использованы для построения изотермы адсорбции, которая впоследствии была использована для прогнозирования процедур по обработке закачкой этого продукта на месторождении Милн-Пойнт. Этот процесс был описан в других работах.22

___________________________________________________
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.

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.

21. Борн Г.М., Буз С.Л., Брангэ А.: “Комбинированные инновационные технологии для максимального сокращения затрат наобработку солеотложений”, представлено на Международном симпозиуме ОИН по нефтепромысловой химии в Хьюстоне, штате Техас, 16-19 февраля 1999 г.

22. Собьи К.С., Тодд А.К., Уэт, МакКлоски Т.: “Построение изотерм ингибитора солеотложений для песчанистых коллекторов”, публикации Королевского химического общества: химические вещества в нефтяной промышленности, их разработка и применение под редакцией Ф.Г. Оджен, 1991 г.