T TAT N Е FT
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.63
© Коллектив авторов, 2015
Подбор оптимальной кислотной композиции для интенсификации притока в низкопроницаемых карбонатных коллекторах в НГДУ «Лениногорскнефть»
Т^ОпЕТ
НГДУ "ЛЕНМНОГОРСКНЕЮТЪ"
Н.А. Медведева, к.х.н.,
С.Г. Уваров, к.т.н.,
А.Н. Береговой, к.т.н.,
Р.Ш. Зиатдинова (ТатНИПИнефть),
И.Ф. Галимов
(НГДУ «Лениногорскнефть»)
Адрес для связи: mna@tatnipi.ru
Ключевые слова: кислотные составы, скорость растворения, коррозионная активность, нефтекислотные эмульсии, карбонатный коллектор.
Одним из основных методов повышения степени выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах являются солянокислотные обработки, которые однако не всегда позволяют достичь запланированных показателей. Как правило, наиболее эффективными являются первая-вторая обработки. Успешность кислотных обработок возрастает, если реакция кислоты с породой протекает с низкой скоростью, что создает условия для более глубокого проникновения кислоты в продуктивный пласт и формирует вокруг скважины зону улучшенной проницаемости.
Происходящие при кислотном воздействии изменения структуры порового пространства призабойной зоны пласта (ПЗП) определяются интенсивностью кислотной обработки. От времени нейтрализации кислоты зависит степень охвата пласта воздействием по толщине и простиранию. Наряду с основными реакциями при кислотных обработках наблюдаются процессы (коррозия оборудования, вторичное высаживание в пласте кольматантов, образование эмульсий, осадков и др.), действие которых направлено против конечного результата обработки и может привести к снижению ее эффективности.
Цель работы - подбор оптимальной кислотной композиции для интенсификации притока нефти в добывающие скважины в низкопроницаемых карбонатных коллекторах залежи 303 НГДУ «Лениногорскнефть».
Объектами исследования являлись реагенты: ПАКС; АФК+; СНПХ-8903А; Reads-Щ HCl 15 МЛ; HCl 15 НЛ; Atren Stim K; «Алкоп СКС»; ингибированная соляная кислота. Для оценки технологических качеств тестируемых кислотных составов применили метод ранжирова-
Selection of optimal acid composition
for stimulation of low-permeability carbonate
reservoirs of Leninogorskneft
N.A. Medvedeva, S.G. Uvarov, A.N. Beregovoy, R.Sh. Ziatdinova (TatNIPIneft, RF, Bugulma),
I.F. Galimov (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk)
E-mail: mna@tatnipi.ru
Key words: acid compositions, rate of dissolution, corrosion activity, acid-oil emulsion, carbonate reservoir.
The paper deals with the problem of selecting an optimal acid composition for stimulation of low-permeability carbonate reservoirs through hydrochloric-acid treatment. Tested acid compositions were ranked on the basis of technological parameters, including long-term rock dissolution effects, corrosion activity, compatibility with formation fluids and flow characteristics of natural carbonate cores. It has been shown that field applications of any acid composition should be preceded by thorough evaluation of compatibility of the treatment agent with reservoir fluids and the rock itself. Moreover, an individual approach is required which is based on comprehensive study of geological and field conditions of each targeted reservoir.
ния. В исследовании использовали те технологические свойства кислотных композиций, которые наиболее важны для реализации кислотных обработок в условиях нефтяных месторождений Татарстана:
1) скорость растворения карбонатной породы (мрамора);
2) степень коррозионной активности по отношению к металлу;
3) взаимодействие с пластовой водой;
4) возможность образования стойких трудноразрушае-мых нефтекислотных эмульсий повышенной вязкости;
5) влияние на фильтрационные свойства породы (на естественных карбонатных кернах).
Каждый тестируемый кислотный состав оценили по приведенным технологическим свойствам по балльной системе [1]. Наихудшим значениям присвоили один балл, наилучшим - наивысший балл, соответствующий числу составов. По результатам тестирования выполнили ранжирование исследуемых композиций и выбрали наилучший состав для конкретных геолого-промысловых условий.
На первом этапе исследований для определения скорости растворения породы пласта при взаимодействии с кислотными составами применили методику, разработанную во ВНИИ (ВНИИнефти)[2]. Анализ экспериментальных данных показал, что скорость растворения мрамора кислотными составами НС1 15НЛ, АФК+, НС115МЛ, СНПХ-8903А и ПАКС уменьшается соответственно в 5, 6, 11, 20 и 30 раз относительно начальной скорости реакции (рис. 1). С течением времени у кислотных составов АФК+, НС1 15НЛ, НС1 15МЛ, СНПХ-8903 А на кинетической зависимости отмечается плато, что характеризует их пролонгированное действие. Ком-
Рис. 1. Зависимость скорости растворения мрамора от времени:
1 - АФК+; 2 - HCl 15НЛ; 3 - HCl 15МЛ; 4 - ПАКС; 5 - 2 %-ный по массе Reads-^; 6 - 24 %-ная ингибированная HCl; 7 - 5 %-ный по массе Reads-1b 8 - «Алкоп СКС»; 9 - СНПХ-8903А; 10 - Atren Stim K
позиция с СНПХ-8903А характеризуется постоянной скоростью растворения породы за период наблюдения, которая характерна для ингибированной соляной кислоты через 5 ч (8-10"5 кг/(м2т).
Скорости взаимодействия кислотных составов с реагентом Reads-^ аналогичны скоростям реакции мрамора с ингибированной соляной кислотой. Они характеризуются высокими значениями в начальный момент времени, но после 5 ч взаимодействия уменьшаются на два порядка. Кислотные составы ПАКС, 2 %- и 5 %-ный по массе Reads-^, 24 %-ная ингибированная соляная кислота, «Алкоп СКС», Atren Stim K с увеличением времени значительно снижают свою растворяющую способность. В реальных промысловых условиях это будет проявляться в том, что в месте введения кислотного состава в пласт будут образовываться червоточины большого диаметра (вплоть до каверн), которые будут значительно уменьшаться по мере продвижения состава в глубь пласта, протяженность их будет незначительной. В то же время для более успешного проведения кислотной обработки ПЗП необходимым условием является образование множественных протяженных горизонтальных каналов (червоточин) с сопоставимым диаметром по всей длине (глубине) воздействия. По результатам проведенных исследований наименьшей скоростью растворения мрамора обладают кислотные составы АФК+, HCl 15НЛ, HCl 15МЛ.
На втором этапе гравиметрическим методом определена скорость коррозии металла при взаимодействии с кислотными составами. Стальные пластины, испытанные в среде исследованных кислотных составов на коррозионную устойчивость, относятся к классу «пониженностойкие» [3], кроме составов АФК+, СНПХ-8903А, HCl 15МЛ, которые оказались более агрессивными по отношению к стальным пластинам. При визуальном осмотре последних после контакта с другими композициями, кроме «Алкоп СКС», никаких видимых изменений не наблюдалось. При испытании кислотного состава «Алкоп СКС» по краям поверхности пластины отмечалась окраска от серо- до сине-черного цвета.
Рис. 2. Диаграмма средней скорости коррозии металла при взаимодействии с реагентами:
1 - ингибированная HCl; 2 - ПАКС; 3 - АФК+; 4 - СНПХ-8903А; 5, 6 - 2 %- и 5 %-ный Reads-^; 7 - Atren Slim K; 8 - «Алкоп СКС»; 9 - HCl 15МЛ; 10 - HCl 15НЛ
В соответствии с общепринятыми требованиями для кислотных составов скорость коррозии металла, определенная гравиметрическим методом, должна составлять не более 5,610-5 кг/(м2-с). Этим требованиям соответствует кислотный состав ПАКС (рис. 2), все остальные составы являются более коррозионно-активными. Таким образом, менее коррозионно-активными реагентами относительно ингибированной соляной кислоты являются кислотные составы ПАКС, 2%- и 5 %-ный по массе Reads-^, Atren Slim K.
Дальнейшие исследования были направлены на изучение совместимости исследуемых кислотных составов с пластовыми флюидами двух участков протвинского горизонта НГДУ «Лениногорскнефть» (вода из скв. 36572 и нефть из скв. 36272; вода из скв. 36095 и нефть из скв. 36077). Определяли следующие параметры пластовой воды: шестикомпонентный состав (содержание ионов кальция, магния, калия и натрия, хлора, карбоната и бикарбоната, а также сульфата), плотность, вязкость, водородный показатель рН, окислительно-восстановительный потенциал, содержание сероводорода. Ионный состав исследуемой воды приведен в табл. 1. Результаты исследования совместимости пластовой воды с кислотными составами представлены в табл. 2. При построении данного ряда отрицательными факторами для исследуемых кислотных составов являются: выпадение осадка, пенооб-разование и «время жизни» пены, расслоение системы с выделением маслянистых пятен и эмульсий.
Исследование взаимодействия кислотных составов с пластовой водой показало, что при равных условиях (общая минерализация, шестикомпонентный состав воды) содержание сероводорода и окислительно-восстановительный потенциал вод влияют на их совместимость с кислотными композициями. Кислотные составы с АФК+, СНПХ-8903А, HCl 15МЛ, «Алкоп СКС» совместимы с изученными пластовыми водами, не образуют осадков, эмульсий и двух-, трехфазных систем.
Также в лабораторных условиях изучалась возможность образования стойких трудноразрушаемых эмульсий при взаимодействии тестируемых кислотных соста-
Таблица 1
Пластовая вода
Параметры - скв. 36095 скв. 36572
Содержание
ионов,
мг-экв/дм3 .
г/ дм3 Са2+ 32,23 0,65 33,48 0,67
Мд2+ 27,28 0,33 33,99 0,40
Ыа+ + К+ 238,82 5,97 257,13 5,91
С1- 223,44 251,45
7,93 8,91
ЭО42- 64,08 3,08 32,29 1,69
НСО3- 10,80 0,66 16,61 1,01
Общая минерализация, мг-экв/дм3 596,65 18,60 623,95 18,61
г/ дм3
рН 7,90 7,53
Плотность, г/см3 1,020 1,021
Окислительно-
восстановительныи -30,1 -10,2
потенциал, мВ
Содержание Н2Э, мг/дм3 47,6 221
Тип воды по классификации В.А. Сулина Сульфатно-натриевый Сульфатно-натриевый
Таблица 2
Кислотный состав Совместимость пластовой воды с кислотным составом
Скв. 36095 Скв. 36572
Ингибированная соляная кислота Совместимы Совместимы
ПАКС Совместимы Осадок
АФК+ Совместимы Совместимы
СНПХ-8903А Совместимы Совме
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.