Компания SLB завершила полевые испытания трёхфункционального химического реагента в бассейне Пермиан: содержание H₂S снижено до 0,3 ppm

Репортаж от Wedoany，17 сентября компания SLB сообщила, что разработанное ею трёхфункциональное химическое решение для обеспечения текучести при добыче нефти и газа прошло полевые испытания в бассейне Пермиан в США. Данное решение объединяет улавливание сероводорода (H₂S), ингибирование коррозии и контроль солеотложений в единой химической системе и предназначено для устранения рисков, связанных с повышением концентрации H₂S в производственной системе и целостностью ствола скважины после подключения новых активов. После полевого применения концентрация H₂S в затрубном газе снизилась с примерно 200 ppm до 0,3 ppm.

Данная трёхфункциональная рецептура разработана для условий бассейна Пермиан с высокой обводнённостью, высокой минерализацией и серосодержащей средой добычи. Традиционные методы обработки обычно предполагают раздельное применение поглотителя H₂S, ингибитора коррозии и ингибитора солеотложений, что требует нескольких комплектов резервуаров для химических реагентов, систем насосной подачи и закачки. Разработанная SLB комбинированная рецептура объединяет три функции в одном продукте и подаётся непосредственно в скважину через капиллярную линию с газлифтной закачкой, обеспечивая непрерывную обработку в одной точке.

Лабораторные испытания показали, что несколько групп кандидатных рецептур обеспечили степень удаления H₂S более 92% при концентрации 200 ppm, причём некоторые рецептуры достигали 98%. Испытания на коррозию проводились в среде насыщенного CO₂ рассола; лучшие комбинированные продукты снижали скорость коррозии ниже 2 mils/year в течение 24 часов. В испытаниях по ингибированию солеотложений некоторые рецептуры при дозировке 50 ppm и выше обеспечили эффективность подавления солеотложений более 80%, а минимальная эффективная доза составила примерно 25—75 ppm.

В части термической стабильности и полевой применимости кандидатные продукты после выдержки в пластовой воде при 80 °C в течение 24 часов не показали заметного осадкообразования или фазового разделения; время разделения нефтяной и водной фаз составило менее 30 секунд. Испытания в условиях газлифта также не выявили заметного комкообразования или образования твёрдых частиц; в ходе испытаний на динамическую стабильность при непрерывной работе в течение 7 дней давление оставалось стабильным.

Полевые испытания продолжались 70 дней, всего было отобрано 63 пробы из производственной системы. Мониторинг включал коррозионные купоны, анализ качества воды, остаточное содержание химических реагентов и концентрацию H₂S в газовой фазе. Среднее время экспозиции коррозионных купонов составило 33 дня; результаты показали, что потеря материала оставалась в пределах установленных оператором контрольных показателей. Мониторинг остаточного содержания ингибитора солеотложений также подтвердил, что при заданной дозировке обеспечивается контроль минеральных солеотложений.

Подключение нового актива, соответствующее данным испытаниям, ранее создавало риск остановки производственных объектов. SLB сообщила, что применение трёхфункционального решения позволило избежать остановки добычи в объёме около 7000 баррелей нефтяного эквивалента в сутки, а оценка предотвращённых потерь составила около 400 тыс. долларов США; годовая экономия затрат на химическую обработку составила около 182,7 тыс. долларов США, при этом потребность в полевых химических резервуарах сократилась на 50% и на 1 насос для закачки, а также сэкономлено около 3000 долларов США капитальных затрат на оборудование площадки скважины.