|
И.В. Валекжанин
|
ООО «РН-УфаНИПИнефть» |
Уфа, Россия ValekzhaninIV@ufanipi.ru |
|
А.И. Волошин
|
ООО «РН-УфаНИПИнефть» |
Уфа, Россия VoloshinAI@ufanipi.ru |
|
В.В. Рагулин
|
ООО «РН-УфаНИПИнефть» |
Уфа, Россия Victor@ufanipi.ru |
|
К.К. Резвова
|
ООО «РН-УфаНИПИнефть» |
Уфа, Россия RezvovaKK@ufanipi.ru |
На основании исследования состава попутно-добываемых вод и условий нефтедобычи оценены риски солеотложения кальцита в погружном скважинном оборудовании. Проведен анализ необходимости применения взаимного растворителя при проведении процедуры задавки ингибитора в пласт. Предложены экономически обоснованные способы защиты от солеотложения.
Материалы и методы
Проведено исследование состава попутно-добываемых вод. На установке по исследованию керна проведены эксперименты по фильтрации растворов ингибиторов через керновый материал Ванкорского месторождения. Определены адсорбционно-десорбционные свойства ингибитора, построены изотермы адсорбции. Выявлено влияние взаимного растворителя на восстановление коэффициента проницаемости.
Итоги
В ходе изучения физико-химических свойств скважинных флюидов Ванкорского месторождения и моделирования процессов выпадения труднорастворимых солей оценены риски солеотложения в процессе нефтедобычи и предложены технологии защиты погружного скважинного оборудования.
Выводы
Проведен анализ рисков отложения солей при смешивании пластовых вод с подтоварными и артезианскими. Установлено наличие риска солевыпадения при смешении вод. Проведено лабораторное тестирование ряда ингибиторов солеотложений. Смоделирована процедура задавки ингибитора в пласт. Установлено положительное влияние применения взаимного растворителя на восстановление коэффициента проницаемости после задавки ингибитора в пласт.
