2.1.2 Анализ статьи в журнале «Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка». Автор: Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М. Экспозиция Нефть Газ. 2020. №5. С. 44-48.
В статье автор рассматривает характеристик кислотных составов применяли различные методики и лабораторное оборудование. Вязкость составов определяли с помощью реометра Anton Paar, дисперсные свойства выявлены с применением цифрового микроскопа Altami и ПО для обработки цифровых данных. Технологические характеристики составов определяли по методическим указаниям ПАО НК «Роснефть». Растворяющую способность по отношению к асфальто-смолопарафиновым отложениям (АСПО) исследовали статическим методом корзинок на образце АСПО парафинового типа. Коррозионную активность составов определяли путем погружения в них стальных пластин и дальнейшей оценки потери массы пластин. Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом водонефтяной эмульсии повышенной вязкости и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш. Скорость реакции кислотных составов с карбонатной породой определяли с помощью мраморных кубиков, путем погружения их в состав и дальнейшего вычисления скорости растворения на основании потери массы мрамора.
Результаты. В ходе получения стабильных кислотных составов были приготовлены композиции с различным содержанием компонентов. Было выявлено, что получение стабильных эмульсий обратного типа ограничено более узким диапазоном концентраций ПАВ и растворителя. Исследования реологических и дисперсных свойств обратных эмульсий рассмотрены во многих научных трудах, в данной работе проведены исследования по изучению этих свойств для прямых эмульсий. Эмульсии, не разрушающиеся в течение 24 часов после приготовления, считались стабильными. Эти образцы были подвергнуты дальнейшим исследованиям. Для прямых эмульсий средние диаметры капель дисперсной фазы зависят от концентрации ПАВ: с ростом содержания ПАВ диаметры сначала уменьшаются, затем, достигнув минимального значения, вновь начинают возрастать. При этом увеличение концентрации кислоты способствует росту диаметров капель. Анализ значений динамической вязкости показывает, что рост концентраций ПАВ и растворителя способствует увеличению вязкости прямых эмульсий. Для обратных эмульсий выявлена не менее интересная особенность: при добавлении воды в состав вязкость эмульсии резко возрастает, что придает ей так называемую самоотклоняющую способность. Это способствует блокировке водонасыщенных интервалов в ПЗС и отклонению новых порций состава вглубь пласта, обеспечивая обработку удаленной от ПЗС зоны. Таким образом, существует возможность получения кислотных эмульсий с широким диапазоном вязкостных характеристик для выбора оптимального состава в зависимости от геолого-физических характеристик объекта воздействия. На следующем этапе работ была исследована растворяющая способность кислотных систем по отношению к АСПО парафинового типа. В результате взвешивания образцов АСПО после выдержки их в кислотных составах было выявлено, что максимальная потеря массы отложений для эмульсий прямого типа составила 38%, это значение ниже, чем для толуола в чистом виде (48%), однако можно сделать вывод об эффективности прямых эмульсий в отношении растворения отложений АСПО. Обратные эмульсии показали низкую растворяющую способность по отношению к АСПО. Важной характеристикой КС является коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию. Скорость коррозии определяли путем погружения в составы стальных пластинок и оценки потери их массы. Тестирование проводили для обычного СКС, прямой эмульсии и двух образцов обратной эмульсии в отсутствие ингибитора коррозии. Скорость коррозии для эмульсионных составов ниже, чем для СКС. Минимальное значение скорости коррозии характерно для обратных эмульсий, оно составило 4,79 г/(м2*час), что в 2 раза меньше значения для СКС (9,7 г/(м2*час)). Еще одной важной характеристикой является совместимость КС с нефтью. В данной работе был проведен тест на совместимость СКС, прямой эмульсии и обратной эмульсии с образцом высоковязкой водонефтяной эмульсии (ВНЭ) месторождения Самарской области. В ходе исследования КС смешивали с ВНЭ, оставляли смесь на 30 мин, после чего фильтровали ее через сито ячейкой 100 меш. При добавлении ВНЭ в СКС смесь потеряла подвижность без возможности фильтрации через сито. Вязкость смеси составила 1896,5 мПа*с при скорости сдвига 100 с-1, состав несовместим с нефтью. Смеси кислотных эмульсий с ВНЭ показали хорошую совместимость, легко фильтруясь через сито без осадков. Вязкость ВНЭ с обратной эмульсией составила 124,5 мПа*с. Минимальная вязкость характерна для смеси прямой эмульсии с ВНЭ, она составила 1,4 мПа*с. Таким образом, эмульсионные составы не только хорошо совместимы с данным образцом нефти, но и перспективны в отношении обработки залежей высоковязкой нефти (ВВН). Для всех типов составов была определена скорость реакции с мрамором. В ходе исследования в составы погружали мраморные кубики, через определенные промежутки времени кубики доставали и определяли потерю массы мрамора. Также было определено время полной нейтрализации составов.
Рисунок 5 - Скорость коррозии стальных пластин для составов различного типа
Рисунок 6 - Совместимость кислотных составов различного типа с водонефтяной эмульсией
Наибольшей скоростью реакции с мрамором обладает обычный соляно-кислотный состав, при этом максимальная скорость проявляется в начальный момент времени. Уже через 3,5 часа СКС оказывается полностью нейтрализован. Эмульсионные составы обладают замедленным действием. Прямая эмульсия обладает меньшей скоростью реакции с карбонатами, с течением времени скорость уменьшается. Состав полностью нейтрализуется через 6,5 часа. Обратная эмульсия 1 в начальный момент времени практически не реагировала с мрамором, скорость постепенно росла по мере высвобождения кислоты, которая составляет внутреннюю фазу эмульсии (рис. 3). Однако данный образец начал разрушаться и скорость реакции в определенный момент резко возросла, обеспечивая полную нейтрализацию состава также в течение 6,5 часа. Для сравнения исследованию был подвергнут образец обратной эмульсии 2, который содержал другую пропорцию смеси ПАВ. Данная эмульсия не подверглась разрушению и реагировала с мрамором при очень низкой скорости до полной нейтрализации более 2 суток. Таким образом, эмульсионные составы как прямого, так и обратного типов обладают пониженной скоростью реакции с карбонатами. При этом выявлена возможность приготовления обратных эмульсий с контролируемым временем распада, обеспечивая регулирование времени реакции состава с породой.
Рисунок 7 - Скорость растворения мраморных кубиков кислотными составами различного типа
Итоги и выводы. Таким образом, в результате исследований были выявлены основные технологические характеристики обычных СКС в сравнении с характеристиками прямых и обратных эмульсий. Выявленные преимущества и недостатки обеспечивают возможность адресного подбора оптимального кислотного состава с необходимыми характеристиками под конкретные условия объекта разработки в условиях карбонатного коллектора. В результате исследований основных технологических характеристик кислотных составов различных типов было выявлено, что композиции эмульсионного типа обладают повышенной эффективностью по сравнению с обычным СКС по многим параметрам. Обычный СКС значительно уступает эмульсионным составам по многих характеристикам. Стоит отметить, что эмульсии обладают различными достоинствами в зависимости от типа. Так, прямые эмульсии показали эффективность в растворении АСПО, обладают пониженной коррозионной агрессивностью и скоростью реакции с карбонатами, а также хорошо совместимы с образцом ВНЭ с месторождения Самарской области. Обратные эмульсии плохо справляются с растворением АСПО, однако для них характерна самая низкая коррозионная агрессивность и скорость реакции с мрамором. Помимо этого, обратные эмульсии также хорошо совместимы с ВНЭ и обладают «самоотклоняющей» способностью, что обеспечивает более эффективное проникновение состава в нефтенасыщенные интервалы и в удаленные от ПЗС участки. Важной особенностью является возможность приготовления обратных эмульсий с регулируемым временем распада и, соответственно, временем реакции с карбонатами, в зависимости от состава. Кислотные составы эмульсионного типа могут быть интересны в условия обработки ПЗС на залежах ВВН.
2.1.3 Анализ статьи в журнале «Анализ эффективности обработок призабойной зоны пласта». Авторы: Гулхиев С.Р.
В статье автора представлен опыт проведения соляно-кислотных обработок (СКО) и глинокислотных обработки (ГКО) призабойной зоны пластов CI, CII, CIII Арланского месторождения. На основании результатов выполненных исследований выявлена неоднородность строения нефтенасыщенных пластов Арланского месторождения. Арланское месторождение относится к числу выработанных и требует применения в каждом конкретном случае эффективных методов интенсификации добычи нефти.
С целью повышения продуктивности скважин на месторождении проводятся работы по обработкам призабойных зон пласта (ОПЗ) растворами различных кислот и комбинированными составами (ГКО, СКО, ПАВ). Работы по ОПЗ проводятся как на добывающем, так и на нагнетательном фонде для повышения продуктивности и приемистости скважин. В данном анализе рассматриваются обобщенные показатели применения химических реагентов в различных видах ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин.
В целом свое назначение ОПЗ нагнетательного фонда выполняют. В дальнейшем целесообразно их продолжение вместе с подбором более эффективных ПАВ-кислотных композиций, обеспечивающих продолжительное и устойчивое поддержание приемистости скважин, а в необходимых случаях и сочетание их с перестрелами пласта.
Рисунок 8 - Дополнительная добыча и количество ОПЗ
Значительный потенциал от применения данного вида ГТМ на месторождении имеется, прежде всего, на нефтяном фонде скважин, и с каждым годом количество скважин, требующих снятия положительного скин-фактора только увеличивается.
Таблица 4
Динамика технологической эффективности ОПЗ по объектам
В связи с этим рекомендуется:
? более широкое применение методов ОПЗ, учитывая условия работы добывающих скважин (низкие забойные давления и качество жидкостей глушения и т.д.);
? проведение лабораторных исследований по подбору на керне состава кислотных жидкостей для ОПЗ; ? использовать комплексное проведение ОПЗ с обязательным извлечением продуктов реакции струйными насосами УГИС - 6 с целью качественного освоения скважины;
? проведение селективных обработок пласта по зонам с различными ФЕС;
? использование автономных забойных датчиков давления (в комплекте с работой струйного насоса) для качественного подбора подземного оборудования после ОПЗ;
? проведение обработок на нагнетательном фонде скважин с применением технологии селективных обработок и подключение не принимающих частей пласта
2.2 Определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий
Произведем расчет соляно-кислотной обработки скважины, исходные данные для расчета приведены в таблице 5. Куст 3315 скважина №3316 пласт CI.
Таблица 5
Исходные данные
1. Определяем потребное количество кислотного раствора для обработки одной скважины по формуле:
Vкр = N Ч hэф м3,
Где, N - норма расхода на 1м эффективной мощности пласта, м3 /м,
hэф - эффективная мощность пласта, м.
Vкр =1,28 Ч 6 = 7,68 м3.
Пользуясь таблицей 4., определим объем кислоты, необходимый для получения потребного объема кислотного раствора и необходимое количество воды.
Таблица 6
Расчетные количества кислоты и воды для приготовления 1000 л раствора кислоты запланированной концентрации
Для обработки скважины нужно приготовить 10%-й рабочий раствор кислоты. На кислотной базе или скважине имеется товарная концентрированная кислота 27%-й концентрации. Нужно определить количество кислоты и воды для приготовления 10% раствора. Для этого от цифры 27 проводим горизонтальную, а от цифры 10 - вертикальную линии. На пересечении двух линий находим: для приготовления 1000л 10% рабочего раствора кислоты нужно 370л товарной кислоты и 630л воды.
Wк = 370л, Wв = 630 л.
2. Определим объем товарной концентрированной кислоты для 10% - го раствора по формуле
Где, А и В - числовые коэффициенты для 8% - ой концентрации;
А = 214, В = 226;
Х - 8%-я концентрация соляно-кислотного раствора,%;
Z - концентрация товарной соляной кислоты,%;
Vкр - объем кислотного раствора для обработки одной скважины, м3;
3. В качестве ингибитора применяем Уникол - 2, определяем потребное количество ингибитора по формуле
Где, b - процент добавки У - 2 в соляную кислоту, b = 5%;
4. Против выпадения солей железа в соляную кислоту добавляем уксусную кислоту. Определяем количество уксусной кислоты по формуле
где b = f + 0,8%,
f - содержание солей железа в соляной кислоте, %;
f = 0,7%;
b = 0,7 + 0,8 = 1,5%
С - концентрация уксусной кислоты, добавляемой в раствор, %;
С = 80%
5. Для растворения в породе кремнистых соединений, для предупреждения их выпадения в виде геля кремнистой кислоты, добавляем к соляной кислоте плавиковую (фтористоводородную) кислоту HF. Определяем потребное количество HF по формуле
где b - процент добавки HF к объему раствора, b = 1%;
n - концентрация HF, n = 60%.
6. В товарной кислоте содержится примесь H2SO4 в количестве 0,6%, которая образуется после реакции с углекислотой и известняком. Образованный гипс CaSO4 в виде кристаллов закупоривает поры пласта, против выпадения гипса к соляной кислоте добавляют BaCl2. Определяем требуемое количество BaCl2 по формуле
где a = 0,6% - содержание H2SO4 в соляной кислоте;
или 6,45 дм3 при плотности хлористого бария равной 4.
7. В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения на границе двух сред (нефть - порода) применяется реагент ПБ-10, который одновременно является ингибитором, снижающим скорость реакции между кислотой и породой, что способствует более глубокому проникновению кислоты в породу. Количество ПБ-10 определяем по формуле
Где, b - процентное содержание ПБ-10 в кислотном растворе = 0,01%
8. Определим объем воды для приготовления требуемого кислотного раствора по формуле
Qдоб - суммарный расход всех добавок, м3/1000;
9. Для изоляции зумпфа скважины применяется бланкет. Бланкет - водный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3;
Где, D - внутренний диаметр скважины, м;
hз - высота зумпфа скважины, м;
Для получения 1м3 раствора хлористого кальция с плотностью 1200кг/м3 требуется 540 кг хлористого кальция и 0,66м3 пресной воды. Для изоляции зумпфа требуется следующее количество хлористого кальция:
Потребное количество воды для приготовления раствора находим по формуле
10. До закачки раствора соляной кислоты, скважина должна быть заполнена нефтью. Раствор должен заполнить выкидную линию диаметром 0,05м и длиной 100м (Lв.л.).
11. Кислота должна заполнить НКТ до верхних перфорационных отверстий. Объем НКТ определяем по формуле
12. Кислота должна заполнить объем скважины от кровли до подошвы пласта. Объем забоя определяем по формуле
13. Устье скважины герметизируют, раствор под давлением закачивают в скважину продавочной жидкостью в объеме, равном:
14. После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции соляно- кислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания или в процессе эксплуатации скважины. Затем скважину исследуют на приток для оценки эффективности соляно-кислотной обработки. Радиус проникновения кислоты определяется по формуле
Для улучшения проницаемости был выбран химический метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважин. Обработка соляной кислотой дает хорошие результаты в слабопроницаемых породах. Радиус проникновения кислоты равен 4,21метра.
Заключение
В процессе прохождения практики я провел литературный обзор, по теме: «Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения».