ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ КОМПЛЕКСНОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА

Орлов М.С.¹, Петраков Д.Г.²

¹Магистр, ²Кандидат технических наук, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ КОМПЛЕКСНОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА

Аннотация

В данной статье представлены результаты лабораторных исследований смесей высоковязкой нефти с компонентами комплексного состава, применяемого при кислотной обработке призабойной зоны пласта. На основании проведенных исследований получены графические зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига, а также изменение показателя динамической вязкости.

Ключевые слова: кислотная обработка, реология, высоковязкая нефть, терригенный коллектор.

Orlov M.S.¹, Petrakov D.G.²

¹MSc, ²Candidate of Technical Sciences, National Mineral Recourses University (University of Mines)

THE TIME-DYNAMIC OF HEAVY OIL RHEOLOGICAL PROPERTIES DURING THE COMPLEX ACID TREATMENT OF TERRIGENOUS RESERVOIR.

Abstract

There are some results of laboratory research on mixtures of heavy oil and complex composition components, used in acid treatment of formation pay zone presented in this paper. The graphic dependence of shear stress versus shear rate, and the change of the dynamic viscosity was obtained and based in these studies.

Keywords: acidizing, rheology, heavy oil, terrigenous reservoir.

В связи с неуклонным сокращением доли традиционных запасов углеводородного сырья, все более актуальной становится задача освоения и вовлечения в разработку месторождений, нефти которых относятся к категории трудноизвлекаемых. На многих таких месторождениях эксплуатация осложнена тем, что нефтеносные коллекторы обладают низкой проницаемостью. Данный фактор негативно сказывается на добыче, в первую очередь обуславливая значительное сопротивление при фильтрации флюидов в призабойной зоне пласта, что влечет за собой возникновение таких осложнений, как ухудшение гидродинамической связи системы пласт-скважина в результате кольматации пород призабойной зоны пласта механическими примесями, компонентами, содержащимися в нефти и технологических жидкостях, а также продуктами химических реакций, образующимися при проведении технологических операций.

Основной задачей любого нефтедобывающего предприятия является обеспечение добычи максимально возможного количества нефти путем повышения продуктивности эксплуатационных скважин. Успешное освоение месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) и их последующая разработка зависит от методов и технологий, применяемых на всех стадиях промышленных работ по добыче углеводородов из недр. Совершенствование существующих и формирование новых подходов, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин, играет особо важную роль, когда речь идет о ТРИЗ. Для интенсификации добычи наиболее эффективным и широко используемым методом воздействия на призабойную зону пласта в мировой нефтедобывающей практике, обеспечивающим восстановление и увеличение продуктивности добывающих, а также улучшение показателей приемистости нагнетательных скважин, является обработка скважин различными кислотными составами (КС).

Важным и наиболее ответственным этапом проектирования технологии кислотной обработки представляется тщательный подбор технологических агентов и составов, используемых при проведении данного вида мероприятий, в зависимости от литолого-физических характеристик пласта [1].

Применение кислот в нефтедобывающей практике сопряжено с негативными явлениями, которые могут возникать при проведении обработок продуктивных пластов: образование закупоривающих осадков в результате протекания реакции взаимодействия применяемой кислоты с породой на разных её стадиях, риск разрушения матрицы, обусловленный реагированием пород с активными веществами в начальный период времени в непосредственной близости к стволу скважины. В широких интервалах нетефтенасыщенных зон, характеризующихся различной проницаемостью, обработка может проходить неравномерно, склонность к образованию различных типов нефтяных эмульсий и «кислых» битумов при прямом контакте кислот с нефтью [2].

Наличие повышенного содержания парафиновых и асфальтеновых фракций, характерное для высоковязких нефтей, требует особого внимания при планировании обработки терригенных коллекторов. Данная особенность ставит необходимой задачей стадию предварительную подготовки, целью которой является удаление существующей пленки АСПО на поверхности породы призабойной зоны для дальнейшего воздействия кислотным составом на минеральную составляющую пласта. В качестве реагентов для осуществления данного этапа стимулирования продуктивности скважин нашли применение растворы различных поверхностно-активных веществ, щелочей и других веществ. В совокупности с поэтапным подходом проведения технологической операции, реализация нескольких стадий, предшествующих закачке кислоты, направленных на подготовку коллектора, способствует более эффективной обработке в целом [3,4].

На основании рекомендаций специалистов промысла и сервисных компаний, а также анализа данных о практическом применении на месторождениях составов, активными компонентами которых являются кислоты, была выбрана концепция комплексной кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащего высоковязкие нефти [5-10]. Выбранный подход, направленный на повышение эффективности кислотной обработки, позволит защитить нефть от прямого воздействия на нее кислоты и подготовить породы коллектора перед закачкой и последующим протеканием реакции с кислотосодержащей композицией.

Реализация данного способа обработки ПЗП, заключается в поочередной закачке реагентов различного типа и действия. Сначала для очистки коллектора от нефти производится закачка раствора поверхностно-активно вещества, в результате чего нефть [11], находящаяся в близи забоя скважины, оттесняется в пласт. Следующим этапом выполняется закачка щелочного состава, что позволит дополнительно снизить напряжения сдвига флюида в пласте, за счет процесса омыления жирных кислот нефти при взаимодействии с ней щелочи, что также дает возможность провести дополнительный отмыв породы [12-16]. После проведения данного этапа подготовки ПЗП, производится закачка буферного раствора с целью предотвращения неэффективного расхода кислоты в результате реакции нейтрализации при взаимодействии с щелочным раствором. Заключающим этапом следует введение кислотного состава с последующей выдержкой перед освоением скважины.

Активным веществом кислотной композиции служит смесь соляной, плавиковой и уксусной кислот. Данный состав нашел широкое применение на промысле и является типовой основой при проведении кислотных обработок терригенных коллекторов. Основы щелочного и буферного раствора представлены натриевыми соединениями ввиду того, что соединения натрия обладают большей активностью по отношению к схожим веществам, образованных с другими металлами: щелочной раствор приготовлен на основе гидроксида натрия, а для приготовления буферного используется хлорид натрия. Основной принцип выбора химических реагентов – их низкая стоимость, такой подход в конечном итоге позволит снизить затраты на проведение операции обработки призабойной зоны пласта.

Эффективность принятой технологии на данный момент проверяется специальными лабораторными испытаниями. Одной из наиболее важных, по мнению авторов, является задача отслеживания и регулирования реологических свойств пластовых флюидов в ходе проведения обработки скважин с дальнейшим её освоением и вводом в эксплуатацию. Для исследования динамики изменения реологических показателей пластового флюида при проектировании операции комплексной кислотной обработки в лаборатории повышения нефтеотдачи Национального минерально-сырьевого университета были проведены испытания смеси нефти и реагентов кислотной композиции при различных температурах на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 [17].

По полученным результатам в ходе экспериментальных исследований построены графические зависимости, отображающие изменение реологических показателей, согласно заданным условиям проведения лабораторных испытаний. На рисунке 1 представлена динамика изменения показателя напряжения сдвига в зависимости от скорости сдвига при различных температурах проведения эксперимента. Значения динамической вязкости исследуемых составов при установленной скорости сдвига в 20 с^-1 и 50 с^-1 отображены на рисунке 2, 3.

Рис. 1 – Изменение зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига исследуемых смесей при различных значениях температуры

Рис. 2 – Значения динамической вязкости тестируемых составов в указанном диапазоне температур при скорости сдвига равной 20с^-1

Рис. 3 – Значения динамической вязкости тестируемых составов в указанном диапазоне температур при скорости сдвига равной 50с^-1

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод о том, что применение указанных химических реагентов перед введением кислотного состава в пласт, позволяет снизить рост показателя напряжения сдвига в результате его взаимодействия с нефтью, а значит и динамической вязкости образующейся смеси.

Выводы:

Эффективность стимуляции низкопроницаемых терригенных коллекторов зависит от корректного подбора технологических жидкостей, используемых в процессе проведения кислотной обработки. Обоснование рецептуры растворов для подготовки пород призабойной зоны перед закачкой кислотного состава, как и сам КС, должно базироваться на данных лабораторных исследований физико-химических свойств флюидов и минералогического состава пород.

На основании данных о реологии, полученных в ходе лабораторных испытаний смесей нефти с компонентами проектируемого кислотного состава, установлено, что в присутствии в системе, представляется возможным сократить негативное влияние, которое оказывается кислотными агентами при взаимодействии с нефтью и выражающееся в снижении динамической вязкости образующейся среды.

Обеспечение низких показателей напряжения сдвига позволит избежать трудностей, связанных с фильтрацией потока продуктов реакции и флюида к стволу скважины, на стадии освоения скважины и выводу её на режим эксплуатации после завершения обработки.

Литература

1. Дубинский Г. С. О вовлечении в разработку залежей с трудноизвлекаемой нефтью //Н 57 наука XXI века: теория, практика, перспективы: сборник статей Международной научно-практической конференции. – 2015. – С. 161-164.
2. Силин М. А., Магадова Л. А., Цыганков В. А. Сухокислотная композиция для интенсификации нефтедобычи низкопроницаемых терригенных коллекторов с высоким содержанием карбонатов //Территория Нефтегаз. – 2011. – № 2.
3. Силин М. А., Магадова Л. А., Давлетшина Л. Ф., Ефанова О. Ю. Стимуляция терригенных коллекторов по межтрубному пространству добывающих скважин //Технологии добычи и использования углеводородов. – 2013. – № 1.
4. Калинин В. Ф. Литолого-физические критерии оптимизации технологии глинокислотной обработки терригенных коллекторов //Известия Саратовского университета. Новая серия. – 2007. – Т. 7. – №. 1.
5. Хабибуллин Р. А., Авраменко А. Н., Кравченко О. В. Совершенствование технологии комплексного воздействия на продуктивные пласты нефтяных и газовых скважин //Восточно-Европейский журнал передовых технологий. – 2014. – Т. 6. – №. 5 (72).
6. Medina E. et al. Optimization of Matrix Acidizing With Fluids Diversion in Real-Time Using Distributed Temperature Sensing and Coiled Tubing //SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2015.
7. Hu J. et al. Acidizing flowback optimization for tight sandstone gas reservoirs //Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2015. – Т. 24. – С. 311-316.
8. Shafiq M. U., Shuker M. T., Kyaw A. Performance Comparison of New Combinations of Acids with Mud Acid in Sandstone Acidizing. – 2014.
9. Poyyara R., Patnana V., Alam M. Optimization of Acid Treatments by Assessing Diversion Strategies in Carbonate and Sandstone Formations //Optimization. – 2014. – Т. 1. – С. 12334.
10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. – СПб., 2014. -112 с.
11. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения//Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. -2013. -Т.1. -№ 1. -С. 127-130.
12. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. - Т.8. - №1. -http://www.ngtp.ru/rub/9/12_2013.pdf
13. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. – Недра, 1975.
14. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А. Выбор режима эксплуатации малодебитных скважин на залежах высокосмолистых нефтей //Известия высших учебных заведений. – 1988. – №. 7. – С. 39-42.
15. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А., Еникеев Р. И. Структурообразование в пластовых нефтях. «Физико-химия и разработка нефтяного пласта», М.: Недра. – 1970. – С. 35-49.
16. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии //Нефтяное хозяйство. – 1968. – №. 10. – С. 38-41.
17. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. -Society of Petroleum Engineers, 2013.

References

1. Dubinskij G. S. O vovlechenii v razrabotku zalezhej s trudnoizvlekaemoj neft'ju //N 57 nauka XXI veka: teorija, praktika, perspektivy: sbornik statej Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii. – 2015. – S. 161-164.
2. Silin M. A., Magadova L. A., Cygankov V. A. Suhokislotnaja kompozicija dlja intensifikacii neftedobychi nizkopronicaemyh terrigennyh kollektorov s vysokim soderzhaniem karbonatov //Territorija Neftegaz. – 2011. – № 2.
3. Silin M. A., Magadova L. A., Davletshina L. F., Efanova O. Ju. Stimuljacija terrigennyh kollektorov po mezhtrubnomu prostranstvu dobyvajushhih skvazhin //Tehnologii dobychi i ispol'zovanija uglevodorodov. – 2013. – № 1.
4. Kalinin V. F. Litologo-fizicheskie kriterii optimizacii tehnologii glinokislotnoj obrabotki terrigennyh kollektorov //Izvestija Saratovskogo universiteta. Novaja serija. – 2007. – T. 7. – №. 1.
5. Habibullin R. A., Avramenko A. N., Kravchenko O. V. Sovershenstvovanie tehnologii kompleksnogo vozdejstvija na produktivnye plasty neftjanyh i gazovyh skvazhin //Vostochno-Evropejskij zhurnal peredovyh tehnologij. – 2014. – T. 6. – №. 5 (72).
6. Medina E. et al. Optimization of Matrix Acidizing With Fluids Diversion in Real-Time Using Distributed Temperature Sensing and Coiled Tubing //SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2015.
7. Hu J. et al. Acidizing flowback optimization for tight sandstone gas reservoirs //Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2015. – T. 24. – S. 311-316.
8. Shafiq M. U., Shuker M. T., Kyaw A. Performance Comparison of New Combinations of Acids with Mud Acid in Sandstone Acidizing. – 2014.
9. Poyyara R., Patnana V., Alam M. Optimization of Acid Treatments by Assessing Diversion Strategies in Carbonate and Sandstone Formations //Optimization. – 2014. – T. 1. – S. 12334.
10. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. – SPb., 2014. -112 s.
11. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al'met'evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -№ 1. -S. 127-130.
12. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. – 2013. - T.8. - №1. -http://www.ngtp.ru/rub/9/12_2013.pdf
13. Devlikamov V. V., Habibullin Z. A., Kabirov M. M. Anomal'nye nefti. – Nedra, 1975.
14. Devlikamov V. V., Habibullin Z. A. Vybor rezhima jekspluatacii malodebitnyh skvazhin na zalezhah vysokosmolistyh neftej //Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. – 1988. – №. 7. – S. 39-42.
15. Devlikamov V. V., Habibullin Z. A., Enikeev R. I. Strukturoobrazovanie v plastovyh neftjah. «Fiziko-himija i razrabotka neftjanogo plasta», M.: Nedra. – 1970. – S. 35-49.
16. Devlikamov V. V., Habibullin Z. A. Strukturno-mehanicheskie svojstva neftej nekotoryh mestorozhdenij Bashkirii //Neftjanoe hozjajstvo. – 1968. – №. 10. – S. 38-41.
17. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. -Society of Petroleum Engineers, 2013.