ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК НА СОСТАВ НЕФТИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО

Введение: Нефтегазовая отрасль — одна из самых молодых в Восточной Сибири. Долгое время, несмотря на многообещающие открытия месторождений еще в советские годы, добыча углеводородов в промышленных объемах здесь так и не начиналась. Суровый климат, большая глубина залегания нефти (до 3500 метров и более), отсутствие транспортной и инженерной инфраструктуры, а также рынков сбыта делали этот регион малопривлекательным для недропользователей. Даже в начале 21 века мало кто из специалистов верил, что здешние месторождения будут осваиваться. Однако запасы нефти Восточной Сибири очень богаты и в активном темпе началась добыча нефти и ее подготовка. ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Основная часть

Одной из главных причин низкой продуктивности скважин является снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Соляно-кислотная обработка, в ходе которой растворяются карбонатные породы, является эффективным методом увеличения дебита скважин и сокращения сроков их освоения. Ее используют для повышения приемистости и предотвращения загрязнения призабойной зоны карбонатного пласта. Работы по кислотной обработке не требуют значимых расходов, поэтому совершенствованию метода и подробному исследованию процесса не уделяется должного внимания. На сегодняшний день применяются различные варианты проведения кислотных обработок, при которых используется широкий спектр кислотных систем. В то же время не сформулированы четкие критерии, определяющие выбор наиболее продуктивной технологии применительно к условиям конкретной скважины. Установлено, что наибольшее воздействие кислотной обработки наблюдается в прискважинной области. При этом в удаленной зоне пласта качество образования новых и расширения имеющихся каналов значительно снижается, вследствие чего вторичные кислотные обработки не приводят к значимому повышению притока.

Тестирование на осадкообразование и совместимость с нефтью

При выполнении тестирования использовались:

• нефть Юрубчено-Тохомского месторождения;

• соляная кислота;

• хлорид железа (III).

Согласно ГОСТ 51858-2002 «Нефть. Технические условия» нефть Юрубчено-Тохомского месторождения – малосернистая, легкая. Физико- химические свойства нефти представлены в таблице 1.

Таблица 4 – Физико-химические свойства Юрубчено-Тохомской нефти

Для более полной оценки влияния соляной кислоты на свойства и состав нефти было принято решение использовать для ряда экспериментов растворы соляной кислоты в концентрациях 18,24 и 30% HCl. При проведении тестирования были подготовлены 3 пробирки с процентным соотношением нефть/кислота 75/25, 50/50 и 25/75 соответственно. Также для проведения исследований, приближенных к пластовым условиям, дополнительно в растворы кислот добавлялся водный раствор хлорида железа (III) с концентрацией 5000 ppm. 3 пробирки с добавлением FeCl3 в количестве 5000 ppm с аналогичным соотношением. Данная процедура была продела для каждой концентрации кислоты. Тестирование проводилось в термобане при температуре 29 оС.В ходе тестирования на осадкообразование было выявлено следующее:

1. Образцы кислотных растворов исследуемых концентраций при температуре 29оС прошли тест на осадкообразование и совместимость с нефтью Юрубчено-Тохомского месторождения. Смеси нефти с кислотным раствором фильтровались достаточно быстро, на поверхности сита не было обнаружено осадка и примесей, кроме пробы, содержащей 30% HCl в соотношении 25/75. В этой пробе было зафиксировано большое количество осадков на поверхности сита.

2. Образцы кислотных растворов исследуемых концентраций, с добавлением FeCl3 в количестве 5000 ppm, при заданной температуре не прошли тест на осадкообразование и совместимость с нефтью Юрубчено-Тохомского месторождения. При проведении анализа на поверхности сита замечено отложение осадка.

На рисунке 1 представлены фото проб, прошедших тестирование:


  

1– концентрация HCl 18%;

2– концентрация HCl 24%;

3– концентрация HCl 30 %.

Рисунок 1 – Пробы, прошедшие тестирование на осадкообразование 

На рисунке 2 представлены фото проб, не прошедших тестирование:

1 – концентрация HCl 18% добавление раствора 5000 ppm FeCl3;

2 – концентрация HCl 24% добавление раствора 5000 ppm FeCl3;

3 – концентрация HCl 30 % добавление раствора 5000 ppm FeCl3.

Рисунок 2 – Пробы, не прошедшие тестирование на осадкообразование