ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.276.63 © Коллектив авторов, 2015
Присадки для приготовления кислотных составов
В.Ю. Федоренко, к.х.н., М.М. Нигъматуллин, к.т.н.,
A.С. Петухов, к.х.н.,
B.В. Гаврилов, к.х.н., М.В. Беспалов,
О.Л. Афанасьев, к.х.н. ( ООО «НПЦ «Интехпромсервис»)
Адрес для связи: vitalyfedorenko@yahoo.com
Ключевые слова: кислотный состав, кислотная стимуляция, присадки к кислоте.
Интенсификация добычи нефти является актуальной задачей нефтяной отрасли. Один из наиболее распространенных видов воздействия на призабойную зону пласта с целью восстановления и улучшения фильтрационных характеристик коллектора - кислотная обработка скважин [1-3].
Применение качественно подобранных присадок к кислоте позволяет в процессе кислотной обработки обеспечить хорошее смачивание породы, исключить образование гудронов, тяжелых смол, негативно влияющих на свойства коллектора, улучшить проницаемость пласта, разрушить кислотно-нефтяные эмульсии, а также значительно снизить скорость реагирования кислотного состава с породой. Особое внимание следует уделять контролю содержания ионов железа (III), доля которого увеличивается при контакте с технологическим оборудованием, поскольку ионы железа (III) являются катализатором образования смол и гудрона [4, 5].
К основным видам присадок, обеспечивающих качество кислотного состава, относятся деэмульгаторы для разрушения кислотно-нефтяных эмульсий, диспергато-ры асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), стабилизаторы железа, взаимные растворители, ингибиторы кислотной коррозии в зависимости от используемой кислоты и решаемой технологической задачи. Эффективность применения серии реагентов продемонстрирована на примере лабораторного тестирования совместимости с нефтью различных составов.
Были использованы присадки серии ИТПС: стабилизатор железа, ингибитор коррозии, деэмульгатор и дис-пергатор АСПО. Для исключения влияния различных примесей, содержащихся в технических соляных кислотах, кислотные составы готовили на основе кислот квалификации «химически чистые». В мерный цилиндр поместили 25 мл кислоты или кислотного состава, 25 мл нефти, закрыли крышкой и встряхивали в течение 30 с. Испытания проводили в присутствии ионов железа (III). Цилиндры выдерживали в термостате при пла-
Additives for acid compositions
V.Yu. Fedorenko, M.M. Nig'matullin, A.S. Petuhov, V.V. Gavrilov, M.V. Bespalov, O.L. Afanas'ev (NPC Intexpromservis JSC, RF, Kazan)
E-mail: vitalyfedorenko@yahoo.com
Key words: acid composition, acid stimulation, additives to acid.
Improving the effectiveness of acid treatment of wells is an important task. One of the trends in this area is the use of selected high quality acid compositions. The main types of additives for preparing acid compositions are demulsifier, corrosion inhibitor, dispersant, stabilizer iron and mutual solvent. Varying concentrations and ratios of reactants can adjust the properties of the acid composition. The dependence of the contact angle and interfacial tension of the content demulsifier compatibility acid composition of the oil on the concentration of iron and the presence of the stabilizer, and studied the changes of reservoir properties rocks exposed on the core material acid composition based additives ITPS. The methodology of testing acid composition in relation to the given conditions is suggested.
стовой температуре в течение 30 мин, далее фиксировали изменения.
Соляная кислота в присутствии ионов железа (III) без присадок не совместима с нефтью, происходит отложение смолы, при этом кислотно-нефтяная эмульсия практически полностью утрачивает подвижность и не проливается через фильтр (рис. 1, а). Добавление стабилизатора железа позволяет исключить образование осадков, смесь кислоты с нефтью после термостатирования остается достаточно подвижной, но образуется стойкая во времени эмульсия (рис. 1, б). Добавление присадок - деэмульгатора и диспергатора -позволяет полностью устранить образование смол и стойкой кислотно-нефтяной эмульсии (рис. 1, в).
На следующем этапе было исследовано влияние концентрации деэмульгатора кислотно-нефтяных эмульсий на физико-химические параметры кислотного состава, определена оптимальная концентрация и протестирован готовый кислотный состав. В качестве физико-химических параметров были рассмотрены краевой угол смачивания, измеренный методом лежащей капли, поверх-a в_
Шы_ - Л
Рис. 1. Внешний вид смеси кислотного состава с нефтью без присадок (а), с добавлением стабилизатора железа (б) и деэмульгатора (в)
Таблица 1
Содержание деэмульгатора, % Межфазное натяжение, мН/м Краевой угол смачивания, градус Скорость растворения мрамора, г/(м2 мин)
- 51,01 19,935 289
1 31,42 17,596 84
2,5 36,75 14,481 62
4 36,75 13,406 59
6 36,53 13,157 57
ностное натяжение, определенное методом отрыва кольца на тензиометре Дю Нуи, и скорость растворения мрамора (табл. 1).
В испытанном ряду концентраций реагента-деэмульга-тора наибольшие изменения краевого угла смачивания наблюдаются при концентрации 2,5-4 %. Межфазное натяжение на границе раздела раствор соляной кислоты - воздух снижается до постоянного значения при концентрации 2,5 %. При введении 1 % реагента скорость растворения мрамора уменьшается в 3,4 раза, далее при концентрации реагента 2,5; 4 и 6 % - соответственно в 4,7; 4,9 и 5,1 раза. Из полученных данных следует, что наиболее целесообразно использование деэмульгатора концентрацией 3-4 %, поскольку в этом случае изменение физико-химических параметров незначительно.
С целью определения влияния концентрации стабилизатора железа на свойства кислотного состава протестированы составы различной концетрации на некоторых нефтях Поволжского региона. Оценивались степень разрушения кислотно-нефтяной эмульсии, а также образование смолистых фракций и органических осадков при контакте кислотного состава с нефтью. Результаты представлены в табл. 2.
Согласно полученным данным в присутствии ионов железа(Ш) на четырех образцах нефти без добавления присадок при контакте с соляной кислотой образуются смолистые осадки, которые не проходят через фильтр и могут кольматировать коллектор при кислотных обработках призабойной зоны пласта. На негативные про-
цессы, проиходящие с участием ионов железа (III), влияет состав нефти. Так, снижение концентрации стабилизатора железа с 1 до 0,5 % в двух случаях не приводит к отложению смолы, тогда как при составе нефти из скв. 112/13244 на фильтре остается осадок.
Для оценки эффективности воздействия кислотного состава на призабойную зону скважин на образце породы полимиктового песчаника юрских отложений месторождений Западной Сибири изучены изменения фильт-рационно-емкостных свойств (ФЕС) пород при воздействии на керновый материал кислотным составом на базе присадок ИТПС.
Эксперимент по воздействию кислотной композиции на образец керна проводили на установке УИПК-1М. Скорость фильтрации на входе в него устанавливалась по шкале на прессах УИПК-1 при помощи вариатора и редуктора. На выходе из образца объем жидкости контролировался стеклянными мензурками с ценой деления от 0,10 до 0,02 см3. Время прохождения жидкости через образец измерялось секундомером. Был исследован образец керна длиной 32,5 мм, диаметром 30 мм, с объемом пор 3,64 см3, пористостью 13,51 %, абсолютной проницаемостью 0,0421 мкм2, начальной проницаемостью для воды 0,038 мкм2, проницаемостью для нефти (с максимальной нефтенасыщен-ностью) 0,0128 мкм2, проницаемостью для воды (с остаточной нефтенасыщенностью) 0,0031 мкм2. Параметры проведения эксперимента: давление обжима 23 МПа; давление перед образцом 20 МПа; перепад давления на образце 0,020-0,4 МПа; температура 83±1 оС.
Объем прокачанной модели пластовой воды для расчета проницаемости ^ составил 12 см3. Затем для создания максимальной нефтенасыщенности через образец при тех же условиях прокачивалась нефть объемом не менее трех поровых объемов образца до стабилизации фильтрационных параметров. Для создания остаточной нефтенасыщенности нефть вытеснялась из образца моделью пластовой воды до стабилизации фильтрационных параметров и отсутствия нефти в выходящей жидкости.
Таблица 2
Номер скважины Состав Концентрация, % Степень разрушения эмульсии, %, за время, мин Оценка совместимости
5 10 20 30
Соляная кислота 12
15955 деэмульгатор 3 98 100 100 100 Фильтрация без остатка
стабилизатор железа 1,6
Соляная кислота 12 96 98 98 98 Отложение смолы
Соляная кислота 12
30315 деэмульгатор 3 100 100 100 100 Фильтрация без остатка
стабилизатор железа 1,6
Соляная кислота 12 8 14 14 16 Отложение смолы
Соляная кислота 12 53 53 53 53 Отложение смолы
Соляная кислота 12
деэмульгатор 3 36 53 100 100 Фильтрация без остатка
112/13244 стабилизатор железа 1
Соляная кислота 12
деэмульгатор 3 15 85 89 92 Отложение смолы
стабилизатор железа 0,5
Соляная кислота 12 7 20 27 27 Отложение смолы
Соляная кислота 12
деэмульгатор 3 7 27 95 100 Фильтрация без остатка
13333 стабилизатор железа 1
Соляная кислота 12
деэмульгатор 2 7 40 96 96 Фильтрация без остатка
стабилизатор железа 0,5
Примечание. Скв. 15955, 30315 расположены на Алькеевской площади Ромашкинского месторождения, скв. 112/13244, 13333 - на Вятской площади Арланского месторождения.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
02'2015 89
Рис. 2. Изменение проницаемости образца полимиктового песчаника кпр (Уж, Упор - объем соответственно жидкости и пор)
На заключительном этапе определения проницаемости ^ после закачки реагента и выдержки на реагирование проводилась прокачка модели пластовой воды до стабилизации фильтрационных параметров. На рис. 2 представлено изменение проницаемости образца в процессе исследований.
После вытеснения нефти водой проницаемость образца увеличивается в 3,6 раз по сравнению с «базовой»; средняя проницаемость для воды после кислотной обработки составом с присадками ИТПС составила 0,0111 мкм2 при средней проницаемости для воды после вытеснения нефтью 0,003 мкм2 (см. рис. 2).
Для исключения ухудшения ФЕС пород за счет
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.