SLB-Dreifach-Chemikalie schließt Feldtest im Permian Basin ab – H₂S auf 0,3 ppm reduziert

de.wedoany.com-Bericht: Am 17. September gab SLB bekannt, dass eine für die Flow Assurance in der Öl- und Gasförderung entwickelte Dreifach-Chemikalienbehandlung im US-amerikanischen Permian Basin einen Feldtest abgeschlossen hat. Das System integriert Schwefelwasserstoff-Abscheidung (H₂S), Korrosionsinhibierung und Scale-Kontrolle in einem einzigen chemischen System, um den nach der Anbindung neuer Anlagen erhöhten H₂S-Konzentrationen im Produktionssystem sowie Risiken für die Bohrlochintegrität zu begegnen. Nach der Feldanwendung sank die H₂S-Konzentration im Casing-Gas von etwa 200 ppm auf 0,3 ppm.

Die Dreifach-Formulierung wurde für die Produktionsumgebung des Permian Basin mit hohem Wasseranteil, hoher Mineralisierung und Schwefelgehalt entwickelt. Herkömmliche Behandlungsmethoden verwenden üblicherweise separate H₂S-Fänger, Korrosionsinhibitoren und Scale-Inhibitoren, was mehrere Chemikalienlagertanks sowie Pump- und Injektionssysteme erfordert. Die von SLB entwickelte Kombinationsformulierung vereint die drei Funktionen in einem einzigen Produkt und wird über Kapillarrohr-Gaslift-Injektion direkt in das Bohrloch eingebracht, wodurch eine kontinuierliche Behandlung an einem einzigen Punkt ermöglicht wird.

Labortests zeigten, dass mehrere Kandidatenformulierungen unter 200 ppm H₂S eine Entfernungsrate von über 92 % erreichten, wobei einige Formulierungen bis zu 98 % erzielten. Die Korrosionstests wurden in CO₂-gesättigter Sole durchgeführt; die leistungsstärkeren Kombinationsprodukte konnten die Korrosionsrate innerhalb von 24 Stunden auf unter 2 mils/year senken. In den Scale-Tests erreichten einige Formulierungen bei Dosierkonzentrationen von 50 ppm und mehr eine Inhibierungseffizienz von über 80 %, wobei die minimale wirksame Dosis etwa 25–75 ppm betrug.

Hinsichtlich thermischer Stabilität und Feldtauglichkeit zeigten die Kandidatenprodukte nach 24-stündiger Lagerung in Formationswasser bei 80 °C keine signifikante Ausfällung oder Phasentrennung, und die Öl-Wasser-Phasentrennzeit lag unter 30 Sekunden. Auch unter Gaslift-Bedingungen wurden keine nennenswerte Agglomeration oder Feststoffbildung festgestellt, und während eines 7-tägigen kontinuierlichen Betriebs im dynamischen Stabilitätstest blieb der Druck stabil.

Der Feldversuch dauerte 70 Tage, wobei insgesamt 63 Proben aus dem Produktionssystem entnommen wurden. Die Überwachung umfasste Korrosionscoupons, Wasseranalysen, Chemikalienrückstände und H₂S-Konzentrationen in der Gasphase. Die durchschnittliche Expositionszeit der Korrosionscoupons betrug 33 Tage; die Ergebnisse zeigten, dass der Materialverlust innerhalb der vom Betreiber festgelegten Kontrollgrenzen blieb. Die Überwachung der Scale-Inhibitor-Rückstände bestätigte ebenfalls, dass bei der festgelegten Dosierung die Mineralablagerungskontrolle aufrechterhalten werden konnte.

Die Anbindung der neuen Anlage, auf die sich dieser Test bezog, hatte die Produktionsanlagen zuvor einem Stillstandsrisiko ausgesetzt. SLB gab bekannt, dass durch den Einsatz der Dreifach-Lösung ein Produktionsausfall von etwa 7.000 Barrel Öläquivalent pro Tag vermieden und ein geschätzter Verlust von etwa 400.000 US-Dollar verhindert werden konnte. Die jährlichen Einsparungen bei den chemischen Behandlungskosten beliefen sich auf etwa 182.700 US-Dollar; gleichzeitig wurden der Bedarf an Chemikalienlagertanks vor Ort um 50 % und eine Injektionspumpe reduziert, was weitere Einsparungen von etwa 3.000 US-Dollar bei der Bohrlochausrüstung ergab.