Лабораторные результаты исследования по разработке ингибиторов солеотложения

Наверное, одним из основных разделов любого исследования, направленного на разработку практических инструментов, являются лабораторные тесты и эксперименты. Не является исключением и работа, перевод которой мы публикуем в цикле статей на нашем сайте: «Разработка и внедрение усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений».

Эффективность

Эффективность применения химических составов для скважин с низкой и высокой обводненностью представлена в Таблице 2.

Таблица 2. Эффективность применения ингибитора

Минимальная концентрация игнибитора
При температуре 220°F При температуре 180°F
При низкой обводненности
Продукт А От 10 до 12,5 млн -1 Образование солеотложений отсутствует
При высокой обводненности
Продукт А1 От 1 до 2,5 млн -1 Образование солеотложений отсутствует
Продукт А2 От 2,5 до 5 млн -1
Продукт А3 От 0,5 до 1 млн -1
Продукт А4 От 5 до 7,5 млн -1

Лабораторные результаты исследования по разработке ингибиторов солеотложения

Исходя из этих данных очевидно, что образование солеотложений не будет происходить при пластовых условиях, однако их осаждение возможно в таких условиях, как на поверхности насоса. Эффективность применения химических реагентов для скважин с высокой обводненностью проявляется намного лучше, чем эффективность нефтерастворимых ингибиторов солеотложений для скважин с низкой обводненностью. Это очевидное различие связано в основном с низкой активностью нефтерастворимых систем, которые имеют органический растворитель в данном составе. По весу растворителя эффективность применения активных химических реагентов сопоставима с лучшими ингибиторами на водной основе.

Совместимость

Низкое содержание кальция и магния, присутствующих в пластовой воде, не оказывает негативного влияния на растворимость нефтерастворимого или водорастворимомого ингибитора солеотложений даже при температуре на поверхности ЭЦН.

Результаты испытания M1 по заводнению керна. На рисунке 5 показан график перепада давления, зарегистрированного в процессе закачки раствора на различных этапах по предложенной обработке под давлением в прямом и обратном направлениях потока.

Рисунок 5. Испытание М1 по заводнению керна на месторождении Милн-Пойнт. Применение 15% раствора НИА и 100% раствора нефтерастворимого ингибитора солеотложений для обработки солеотложений на керне, этапы закачки и обратного притока.

Испытание М1 по заводнению керна

График показывает высокий перепад давления во время закачки разбавленного раствора низкомолекулярных неионных амфифилов. Перепад давления снижается, так как был применен нефтерастворимый химический реагент, и понижается в дальнейшем при дополнительной закачке чистого дизеля. Обратное направление потока привело к незначительному повышению перепада давлений, так как растворы вытекают из керна, однако большинство из этих изменений были незначительными из-за различий между вязкостями жидкостей. В таблице 3 приведены значения проницаемости, полученные для различных этапов заводнения.

Таблица 3. Значения проницаемости на разных этапах испытания М1 по заводнению керна при пластовых условиях. Керн обработан 15% раствором НИА/нефтерастворимым ингибитором солеотложений и восстановлен после поражения с промывкой 100% раствором НИА

Этапы испытания k, мД Изменение, %
Предварительная обработка
Проницаемость по нефти в прямом направлении 99,1 –
Проницаемость по нефти в обратном направлении 84,8 –
Обработка 15% раствором НИА с последующей закачкой нефтерастворимого ингибитора солеотложений
Проницаемость по нефти в прямом направлении 43,7 – 55,9
Проницаемость по нефти в обратном направлении 40,1 – 52,7
Промывка 100% раствором НИА
Проницаемость по нефти в обратном направлении 96,5 13,8
Значения вязкости
Сырая нефть при 81°С 11,8 –

Очевидно, что обработка вызвала снижение проницаемости по нефти на 52% и 56% (в прямом и обратном направлениях соответственно). Уменьшение проницаемости по нефти в прямом и обратном направлениях предполагает образование водяного блока, который возможно и был основной причиной снижения проницаемости. Эти степени снижения были аналогичны ранее полученной в течение обратного потока обработке раствором на водной основе солеотложений под давлением на месторождении. Затем была предпринята попытка восстановить утраченную проницаемость по нефти путем закачки того же самого раствора низкомолекулярных неионных амфифилов, которые уже были применены, но не в разбавленном виде, а с совместной закачкой соляного раствора.

Проницаемость по нефти после применения 100% раствора низкомолекулярных неионных амфифилов и донасыщения сырой нефтью увеличилась на 14% по сравнению с исходной проницаемостью. Предполагается, что повышение проницаемости по нефти связано с удалением остаточной воды из тупиковых пор керна. Вода, как предполагается, имеет два источника происхождения – этапы закачки, вызвавшие поражение пласта, и связанная вода, которая присутствовала в законсервированном керне, когда были проведены начальные измерения проницаемости по нефти.