LABORATORY TESTS OF AFI ACID COMPOSITION OF LONG-TERM ACTION FOR HIGH-TEMPERATURE POLYMICTIC COLLECTORS

РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИСПЫТАНИЙ КИСЛОТНОГО СОСТАВА AFI ПРОЛОНГИРОВАННОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛИМИКТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Научная статья

Рогожинский Р.А.^1, *, Литвин В.Т.², Зиновьев А.М.³, Рощин П.В.⁴

² ORCID: 0000-0002-9100-1441,

ООО «Акрибия Лаб», Самара, Россия;

⁴ ORCID: 0000-0002-1825-0023;

^{1, 3, 4} Самарский государственный технический университет, Самара, Россия

* Корреспондирующий автор (rogozhinskii96[at]mail.ru)

Аннотация

Целью данной работы являлось поиск и оценка эффективности кислотного состава пролонгированного действия. Высокие пластовые температуры требуют применения технологических жидкостей замедленной реакции с породой коллектора при проведении работ по интенсификации притока нефти.

Задачи проведенных лабораторных работ представляли из себя оценку растворяющей способности одного из кислотных составов линейки «AFI», изменения его pH от времени при реакции с карбонатной породой в температурах 24 и 87 , совместимости с пластовым флюидом при добавке различных поверхностно-активных веществ.

В заключении статьи намечены планы на дальнейшие исследования.

Ключевые слова: кислотная обработка, кислотный состав, интенсификация притока, высокотемпературный коллектор, повышенная температура, карбонатный коллектор, низкопроницаемый пласт, трудноизвлекаемые запасы.

LABORATORY TESTS OF AFI ACID COMPOSITION OF LONG-TERM ACTION FOR HIGH-TEMPERATURE POLYMICTIC COLLECTORS

Research article

Rogozhinsky R.A.^1, *, Litvin V.T.², Zinoviev A.M.³, Roshchin P.V.⁴

² ORCID: 0000-0002-9100-1441,

Akribia Lab LLC, Samara, Russia;

⁴ ORCID: 0000-0002-1825-0023;

^{1, 3, 4} Samara State Technical University, Samara, Russia

* Corresponding author (rogozhinskii96[at]mail.ru)

Abstract

The aim of this work is to search for and evaluate the effectiveness of the acid composition of prolonged action. High reservoir temperatures require the use of process fluids of a delayed reaction with reservoir rock during work to intensify the influx of oil.

The main tasks of the laboratory work was to evaluate the dissolving ability of one of the acidic compounds of the “AFI” line, to assess the change of its pH when reacting with carbonate rock at temperatures of 24 and 87 ℃, as well as its compatibility with the formation fluid with the addition of various surfactants.

In conclusion, the article outlines plans for further research.

Keywords: acid treatment, acid composition, flow intensification, high-temperature reservoir, elevated temperature, carbonate reservoir, low permeability reservoir, hard to recover reserves.

В процессе эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин наблюдается постепенное снижение проницаемости околоскважинного пространства, и как следствие, изменение рабочих показателей скважин. К наиболее распространенным причинам снижения дебита и приемистости можно отнести кольматацию каналов фильтрации частицами минералов горной породы, движущимися в потоке флюида [1]. В низкопроницаемых коллекторах такие процессы вносят наиболее существенные изменения в фильтрационно-емкостные характеристики рабочих пропластков.

Для восстановления гидродинамической связи между скважиной и пластом зачастую применяют технологические жидкости, в которых используются органические или минеральные кислоты [7], [8], [9]. Кислотная обработка призабойной зоны пласта известна еще с 1895 года. Однако, процент успешно проведенных геолого-технических мероприятий такого рода на большинстве месторождений с каждым годом уменьшается. Помимо ухудшения общей структуры запасов углеводородов это связанно, в первую очередь, с тем, что не уделяется должное внимания следующим факторам:

1) подбору составляющих кислотного состава, исходя из особенностей минералогического состава, термобарических условий залегания пласта-коллектора и физико-химических свойств, насыщающих его флюидов;

2) анализу эффективности применения технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ) на месторождениях со схожими геолого-физическими свойствами и технологическими режимами;

3) физическому и компьютерному моделированию проведения технологий в лабораторных условиях с целью первичной оценки их эффективности и дальнейшей адаптации.

Отсутствие должного внимания к вышеперечисленным факторам приводит к низкой эффективности проведения как первичных кислотных обработок, так и повторных. На данный момент перспективным для высокотемпературных объектов в практическом плане является применение составов, которые способны поддерживать свою высокую кислотность в пласте при продолжительном времени контакта с горной породой. В основе такой обработки лежит применение химических реагентов, которые обладают замедленным началом реакции. В то же время, при контакте с породообразующими минералами коллектора они успешно растворяют их и не снижают быстро значение pH раствора.

Использование кислотных составов замедленного начала действия способно уменьшить коррозию подземного оборудования скважины без применения дорогостоящих ингибиторов коррозии. Более того, исключается вероятность разрушения цементного камня, а также существенно снижается риск возникновения негерметичности обсадной колонны. Помимо этого, важным преимуществом является возможность более глубокой обработки пласта. Пропадает необходимость в повышении вязкости, вспенивании и эмульгировании в углеводородной среде кислотных составов или использовать другие технологические приемы для уменьшения скорости взаимодействия кислоты с породой.

Авторами проведены лабораторные испытания, в которых оценивалась растворяющая способность и скорость растворения минералов в кислотном составе AFI Infinity в зависимости от времени.

Испытания состава проводились на очищенном шламе одной из скважин вскрывших высокотемпературный коллектор пласта БВ₈¹ мегионской свиты. В стеклянный сосуд объемом 100 мл засыпалось пять грамм навески шлама. Далее сосуд с навеской помещался в термошкаф и выдерживалась при пластовой температуре в течение 12 часов.

После термостатирования в сосуд с навеской добавлялось 50 мл кислотного состава с помощью шприца. Затем сосуд помещался в термошкаф, температура эксперимента составляла 87  . Образцы вынимались через 15, 30, 60, 120, 180 и 240 минут. По истечении времени сосуд заполняли дистиллированной водой для нейтрализации реакции. Содержимое переносилось на предварительно взвешенный бумажный фильтр типа «синяя лента» и прореагировавший с кислотой шлам высушивался до постоянной массы в течение 12 часов. Далее измерялась масса каждого фильтра и вычислялась растворяющая способность состава. Результаты эксперимента представлены на рисунке 1.

 

Рис. 1 – Зависимость убыли массы образца от времени

 

Максимальная убыль массы за 4 часа реакции составила 12,5 %. По истечении времени эксперимента в стеклянном сосуде наблюдалось продолжение реакции кислоты с породой, что говорит о наличии стабильной кислотности раствора.

Для оценки кислотности состава AFI Infinity на протяжении временного периода проводились дополнительные эксперименты. Целью этих экспериментов являлось определение кислотности состава по истечении 8 часов. Для этого в стеклянный сосуд с КС помещали образец карбонатной породы (мраморный диск) и проводили замер pH-метром после 1, 2, 4, 6 и 8 часов реакции при 24 и 87 . Результаты лабораторных экспериментов приведены на рисунке 2.

Рис. 2 – Зависимость pH кислотного состава от времени при реакции с карбонатной породой

 

Из рисунка видно, что состав AFI Infinity сохраняет низкие значения pH даже после 8 часов реакции реагента с карбонатной породой, что говорит о возможности закачки активного состава даже в удаленные зоны пласта. Это позволит значительно увеличить радиус обработки и, как следствие, площадь фильтрации флюида.

На сегодняшний день к технологическим жидкостям предъявляются определенные требования, наиболее широко они прописаны в крупных добывающих компаниях. Одно из главных требований к кислотным составам – это его совместимость с пластовым флюидом [10], а именно с нефтью, для месторождений с низкой обводненностью. Совместимыми считаются составы, которые не образуют осадков или эмульсий с нефтью и имеют четкую границу раздела фаз.

Испытания кислотного состава проводились с добавлением следующих растворов поверхностно-активных веществ:

• Нефтенол К СК
• Люксол Х
• ВВД 3т
• МС-20-МПС
• МЛ-80-ЕС

В стеклянный сосуд помещалось 50 мл активного состава и 50 мл легкой нефти, после чего образцы закрывались крышкой и перемешивали. Далее смеси выдерживались при пластовой температуре и проливалась через сита 200 меш.

Ниже по тексту представлены результаты исследований на совместимость с нефтью (табл. 1).

 

Таблица 1 – Результаты теста на совместимость

По результатам проведенных тестов на совместимость кислотных составов с пробой легкой нефти видно, что несовместимыми оказались составы 3 и 4 (наблюдается образование эмульсии с нефтью).

Составы 1, 2 и 5 прошли тест на совместимость. На фотографиях возможно увидеть раздел фаз и отсутствие эмульсий при проливании смеси через сито. Также наблюдается незначительное количество водной фазы, которая со временем также профильтровалась. Наиболее быстро это произошло у состава под номером 1, который признан лидером испытаний.

Результаты тестов на совместимость показывают, насколько важно правильно подбирать ПАВ для проведения кислотной обработки пласта. Использование кислот или составов с ними без предварительных лабораторных экспериментов и адаптации к условиям объекта может привести к отрицательному эффекту. Например, отсутствие приемистости кислотного состава, снижение текущего дебита скважины вплоть до нулевого значения.

Таким образом, по результатам проведенных экспериментов можно сделать следующие выводы:

Состав AFI infinity, в результате проведения экспериментов по анализу его растворяющей способности, показал достаточно высокую растворяющую способность по отношению плотным карбонатным образцам (шлам).

Тесты по оценке склонности кислотного состава к осадкообразованию свидетельствуют об отсутствии осадков в активном и нейтрализованном состоянии при наличии высокой концентрации ионов железа. Осадки не наблюдались и после реакции с горной породой.

Экспериментальным путем подтвержден пролонгированный во времени эффект реакции AFI infinity с карбонатными минералами при высоких температурах.

Отмечена необходимость подбора поверхностно-активных веществ для совместимости кислотных составов с нефтью объектов, планируемых к обработке.

Дальнейшие исследования по тематике интенсификации притока нефти будут направлены на проведение фильтрационных экспериментов и выработку критериев применимости кислотного состава AFI Infinity пролонгированного действия для высокотемпературных коллекторов.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Гилаев А.Г. Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 / Гилаев Артем Ганиевич. – Москва, 2012.– 220 c.
2. Шандрыгин А.Н. Состояние и перспективы разработки месторождений сланцевой нефти / А.Н. Шандрыгин, И.В. Шпуров, В.Г. Браткова // Недропользование XXI век. – 2015. – № 1 (51). – С. 52–63.
3. Штурн Л.В. Особенности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с низкопроницаемыми коллекторами / Л.В. Штурн, А.А. Кононенко, С.И. Грачев // Территория Нефтегаз. – 2008. – № 2. – С. 64–69.
4. Шульев Ю.В. Совершенствование разработки низкопроницаемых коллекторов сложнопостроенных объектов на примере Тайлаковского месторождения / Ю.В. Шульев, А.П. Рязанов, С.Б. Денисов, И.В. Евдокимов, С.Е. Сутормин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 108–112.
5. Уляшев В.Е. Экспериментальные исследования фильтрационных свойств и газоотдачи низкопроницаемых карбонатных коллекторов: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 05.15.06 / Уляшев Валерий Егорович. – Москва, 1999. – 205 c.
6. Табакаева Л.С. Экспериментальные исследования особенностей воздействия на низкопроницаемые глиносодержащие нефтяные пласты растворами полиэлектролитов: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 / Табакаева Лариса Сергеевна. – Москва, 2007. – 174 c.
7. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов. – М.: Недра, 1983.– 455 c.
8. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 711 c.
9. Сергиенко В.Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сибири / В.Н. Сергиенко. – Санкт-Петербург: Недра, 2005. – 205 c.
10. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Обзор существующих поверхностно-активных веществ для интенсификации добычи нефти // Ашировские чтения. – 2016. – Т. 2. – № 1-1 (8). – С. 30-35.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Gilaev A.G. Issledovanie vlijanija vynosa melkih chastic produktivnogo plasta na izmenenie nefteotdachi nizkopronicaemyh kollektorov [Study of the effect of the removal of small particles of the productive formation on the change in oil recovery of low-permeable reservoirs]. Dissertacija na soiskanie uchenoĭ stepeni kandidata tehnicheskih nauk: 25.00.17 / Gilaev Artem Ganievich. – Moskva, 2012. – 220 p. [in Russian]
2. Shandrygin A.N. Sostojanie i perspektivy razrabotki mestorozhdenij slancevoj nefti [State and prospects of development of shale oil deposits] / A.N. Shandrygin, I.V. Shpurov, V.G. Bratkova // Nedropol'zovanie XXI vek. – 2015. – № 1 (51). – P. 52–63. [in Russian]
3. Shturn L.V. Osobennosti razrabotki neftjanyh mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri s nizkopronicaemymi kollektorami [Features of the development of oil fields in Western Siberia with low-permeable reservoirs] / L.V. Shturn, A.A. Kononenko, S.I. Grachev // Territorija Neftegaz. – 2008. – № 2. – P. 64–69. [in Russian]
4. Shul'ev Ju.V. Sovershenstvovanie razrabotki nizkopronicaemyh kollektorov slozhnopostroennyh ob#ektov na primere Tajlakovskogo mestorozhdenija [Improving the development of low-permeability reservoirs of complex objects on the example of Taylakovskogo field] / Ju.V. Shul'ev, A.P. Rjazanov, S.B. Denisov, I.V. Evdokimov, S.E. Sutormin // Neftjanoe hozjajstvo. – 2011. – № 4. – P. 108–112. [in Russian]
5. Uljashev V.E. Jeksperimental'nye issledovanija fil'tracionnyh svojstv i gazootdachi nizkopronicaemyh karbonatnyh kollektorov [Experimental studies of filtration properties and gas recovery of low-permeable carbonate reservoirs]: dissertacija na soiskanie uchenoj stepeni kandidata tehnicheskih nauk: 05.15.06 / Uljashev Valerij Egorovich. – Moskva, 1999. – 205 p. [in Russian]
6. Tabakaeva L.S. Jeksperimental'nye issledovanija osobennostej vozdejstvija na nizkopronicaemye glinosoderzhashhie neftjanye plasty rastvorami polijelektrolitov [Experimental studies of the effects of low-permeability clay-containing oil reservoirs with polyelectrolyte solutions]: dissertacija na soiskanie uchenoj stepeni kandidata tehnicheskih nauk: 25.00.17 / Tabakaeva Larisa Sergeevna. – Moskva, 2007. – 174 p. [in Russian]
7. Gimatudinov Sh.K. Spravochnoe rukovodstvo po proektirovaniju razrabotki i jekspluatacii neftjanyh mestorozhdeniĭ. Dobycha nefti [Reference guide to the design of the development and operation of oil fields. Oil production] / Sh.K. Gimatudinov. – M.: Nedra, 1983.– 455 p. [in Russian]
8. Tokunov V.I. Tehnologicheskie zhidkosti i sostavy dlja povyshenija produktivnosti neftjanyh i gazovyh skvazhin [Process fluids and formulations to increase the productivity of oil and gas wells] / V.I. Tokunov, A.Z. Saushin. – M.: OOO «Nedra-Biznescentr», 2004. – 711 p. [in Russian]
9. Sergienko V.N. Tehnologii vozdejstvija na prizabojnuju zonu plastov jurskih otlozhenij Zapadnoj Sibiri [Technologies of impact on the bottomhole formation zone of the Jurassic sediments of Western Siberia] / V.N. Sergienko. – Sankt-Peterburg: Nedra, 2005. – 205 p. [in Russian]
10. Hromyh L.N., Litvin A.T., Nikitin A.V. Obzor sushhestvujushhih poverhnostno-aktivnyh veshhestv dlja intensifikacii dobychi nefti [Review of existing surfactants for enhanced oil recovery] // Ashirovskie chtenija. – 2016. – T. 2. – № 1-1 (8). – P. 30-35. [in Russian]