Разработка и внедрение усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений: выводы

Пожалуй, важнейшей частью любого исследования являются выводы, которые помогают приблизиться к решению изучаемой проблемы. Сегодня мы публикуем последнюю часть перевода научной статьи «Разработка и внедрение усилителя удаления солеотложений и нефтерастворимого ингибитора образования солеотложений» общества инженеров-нефтяников SPE, в которой приводятся результаты проведенной исследовательской деятельности на месторождении Милн-Пойнт.

Экономика

Разработка ингибиторов солеотложения Результаты испытаний с месторожденияОсновной проблемой экономической составляющей месторождения Милн-Пойнт являлся короткий по сравнению с ожидаемым срок службы УЭЦН. Часть из этих установок вышла из строя по причинам, не связанным с отложением солей, однако с 1997 по 1998 гг. 25 насосов вышло из строя по причине солеотложения. Стоимость замены этих насосных агрегатов составила почти 6 250 000 долларов. С ноября 1998 года по октябрь 1999 года, не произошло ни одного сбоя в работе ЭЦН, связанного с отложением солей внутри насосов, и задержки в добычи нефти во время всех процедур по обработке солеотложений под давлением, длившейся менее чем 24 часа. Эти изменения значительно снизили затраты на эксплуатацию в качестве активов. Оптимизация прогнозирования обработки под давлением в настоящее время осуществляется с помощью программного продукта SQUEEZE V.

Выводы

  1. Образование солеотложения может вызвать проблемы, связанные с работой внутрискважинного эксплуатационного оборудования при добыче с очень низкой обводненностью (<1%).
  2. При этом возможно формирование не только обычного отложения карбоната кальция из добываемой воды с высоким содержанием кальция и гидрокарбоната, но и карбоната железа, осажденного из соединений железа, пластовой воды и продуктов коррозии.
  3. Химические растворы, контролирующие солеотложение, должны реагировать на присутствие растворенного железа (если железо присутствует в пластовой воде) с целью оценки истинной минимальной концентрации ингибитора.
  4. Обработку скважин с низкой обводненностью необходимо тщательно оценивать, чтобы предотвратить проблемы поражения пласта, такие как водяные барьеры и эффекты относительной проницаемости, связанные с применением процедур обработки путем закачки ингибитора солеотложений на водной основе.
  5. Нефтерастворимые ингибиторы солеотложений являются эффективной альтернативой ингибиторам солеотложений на водной основе при их закачке в добывающие скважины с низкой обводненностью вместе с предварительной промывкой взаимными растворителями.
  6. Группа взаимных растворителей на основе низкомолекулярных неионных амфифилов были эффективно использованы для устранения водяного барьера, поражения пласта, связанного с ранее используемыми процедурами по обработке путем закачки ингибитора солеотложений на водной основе.
  7. Промывку растворами неионных амфифилов вместе с закачкой ингибитора солеотложений на водной основе можно применить для уменьшения времени очистки скважины с последующими процедурами обработки под давлением и, как предполагается, для продления время действия закачки путем повышения адсорбции молекул ингибитора солеотложений.