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
|
Параметры |
Единица измерения |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
Плотность |
кг/м3 |
810,4 – 835,0 |
823,0 |
|
Вязкость,
|
мм^2 /с |
6,08 – 13,80 3,13 – 5,85 |
9,47 4,59 |
|
Температура застывания |
ºС |
(-58,0) – (-17,0) |
-38,5 |
|
Объемный выход фракций:Начало конденсации (НК) до 100 С до 150 С до 200 С до 250 С до 300 С |
% |
44,0 – 93,0 2,0 – 6,0 6,0 – 21,0 16,5 – 32,5 31,0 – 42,5 43,5 – 58,0 |
65,0 4,0 14,0 25,0 35,5 48,0 |
|
Массовое содержание: - серы
|
% |
0,09 – 0,38 2,43 – 8,36 0,04 – 1,32 0,11 – 3,92 |
0,22 4,51 0,17 2,03 |
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:
-
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.
-
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
Список литературы
- Кислотная обработка скважин // Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.
- Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975. 264 с.
- Кристиан М., Сокол С. Химические методы в процессах добычи нефти. М.: Недра, 1985. 184 с.
- Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.: Недра, 1983. 141 с.
- Викторин В.Д., Лыков Н.П. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202 с.
- Булгакова Г.Т., Байзагитова А.В.,.Шарифуллин А.Р. Модель матричной кислотной обработки карбонатов: влияние осадка на процесс растворения // Вестник УГАТУ. – 2009. – Т.13. – №2(35). – С. 256 – 264.
