Полный текст

Введение По разным оценкам, до 50-60 % текущих мировых запасов нефти и значительно больше газа содержатся в резервуарах, коллектором которых являются карбонатные породы [1-3]. В процессе первичного и вторичного вскрытия резервуаров скважинами, их ремонтов и эксплуатации может происходить ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП), что снижает продуктивность скважин. Основным способом восстановления и улучшения гидродинамической связи скважина - пласт в карбонатных коллекторах является применение кислотных составов, способных растворять инородные кольматирующие материалы, попавшие в пласт и/или саму породу, создавая высокопроницаемые каналы, называемые «червоточинами». Первое упоминание о кислотной обработке скважины за рубежом относится к 1895 г. [4, 5], в России - к 1934 г. [6, 7]. Несмотря на длительную историю, огромный объем выполненных исследований и широкое применение (количество обработок в мире превышает 40 тыс. операций в год [5]), успешность их проведения, по различным оценкам, не превышает 30 % [8-10]. Одной из причин низкой успешности применения солянокислотной обработки (СКО) является недостаточное внимание к его проектированию. На сегодняшний день значительная часть обработок продолжает реализовываться на основе только прошлого опыта проведения работ и так называемых практических правил [5]. С целью повышения эффективности в последнее время значительное внимание уделяется моделированию при проектировании СКО [11-16]. Важной составляющей моделирования процессов, происходящих как в стволе скважины, так и в ПЗП, является оценка изменения свойств, используемых при СКО флюидов и возникающих продуктов химических реакций, от давления и температуры, а также оценка влияния применяемых при СКО добавок как на свойства флюидов, так и на время реакции используемых композиций с породообразующими минералами. С этой целью в работе рассмотрены основные химические реакции, происходящие при взаимодействии растворов соляной кислоты с карбонатами и оценены объемы образующихся веществ. На основе обобщения данных, приведенных в различных литературных источниках, выполнен анализ физических свойств используемых при СКО флюидов и продуктов химических реакций в широком диапазоне давлений и температур, возникающих в стволе скважины и ПЗП при стимуляции скважин. Определены основные факторы, влияющие на их физические свойства. Получены зависимости их флюидов от давления и температуры. Кроме того, на основе лабораторных исследований выполнена оценка влияния, применяемого при первичных обработках на месторождении Бадра (Ирак) потокоотклонителя на изменение свойств кислотного раствора при варьировании температуры и концентрации кислоты, а также его влияния на скорость реакции кислотного состава с карбонатом кальция. Физико-химические аспекты взаимодействия кислот с карбонатными коллекторами Карбонатные породы представляют собой осадочные образования, сложенные на 50 % и более карбонатными минералами [17]. Основными породообразующими минералами являются кальцит (CaCO3) и доломит (CaMg(CO3)2), а также их комбинации. Реакция соляной кислоты с известняком и доломитом описывается следующими химическими уравнениями: С помощью данных уравнений можно рассчитать массу породы, растворяющейся в единице массы кислоты при полной ее реакции: где M - молярная масса вещества, г/моль. При обработке карбонатных коллекторов, как правило, используется 15%-ный раствор соляной кислоты (HCl). Для перехода к объемным единицам измерения с учетом массовой концентрации кислоты в растворе воспользуемся формулой где - плотность породы и кислоты, кг/м3; - коэффициент растворимости породы в 100%-ном растворе соляной кислоты; С - массовая концентрация кислоты, %. Растворимость при полной реакции породы с соляной кислотой, принимая плотность известняка равной 2710 кг/м3; доломита - 2870 кг/м3, 15%-ной HCl при 20 °С - 1073 кг/м3, составит: · известняк X15% = 0,082 м3/м3; · доломит X15% = 0,071 м3/м3. В табл. 1 приведена растворимость карбонатных минералов в зависимости от концентрации соляной кислоты [18]. С учетом вышесказанного можно определить объемы вступающих в реакцию веществ и получаемых в итоге продуктов. Результаты приведены в табл. 2. Таблица 1 Коэффициенты растворения минералов при различной концентрации соляной кислоты Минерал Концентрация кислоты, % 100 5 10 15 30 CaCO3 1,370 0,026 0,053 0,082 0,175 CaMg(CO3)2 1,270 0,023 0,046 0,071 0,152 Таблица 2 Объемы вступающих в реакцию веществ и получаемых продуктов реакции, м3, при стандартных условиях (t = 20 °С, P = 0,1 МПа) Минерал Объем минерала 15%-ная HCl H2O* CO2 CaCl2 MgCl2 CaCO3 0,082 1 0,952 52,822 0,114 - CaMg(CO3)2 0,071 1 0,952 52,822 0,057 0,045 Примечание: * - объем воды, приведенный в таблице, учитывает объем содержащейся в 15%-ном растворе HCl и объем, образующийся в результате реакции. Физические свойства закачиваемых флюидов и продуктов химических реакций при различных температурах и давлениях Физические свойства вступающих в реакцию растворов и продуктов их реакции зависят от давления и температуры, которые могут меняться в широком диапазоне и зависят от поверхностных условий, глубины залегания пласта, геотермического градиента, системы разработки залежи, условий эксплуатации скважин и т.д. Как правило, с ростом глубины происходит одновременный рост и давления, и температуры. Реакция HCl с карбонатами является экзотермической, однако выделяемое тепло при контакте с окружающей средой быстро рассеивается [1]. Кроме того, в процессе СКО часто используется закачка азота (N2) для снижения плотности растворов, поэтому также целесообразно описать его свойства. Рассматриваемый диапазон возможных давлений и температур представлен в табл. 3 и покрывает большинство возможных значений при СКО. CaCO3 и CaMg(CO3)2 являются твердыми веществами при любых температурах и давлениях, обладают плотностью 2710 и 2870 кг/м3 соответственно. Поскольку их соотношение в породе может меняться, то средняя плотность будет находиться в указанном диапазоне. H2O - основной компонент, входящий в раствор соляной кислоты и растворы образующихся солей. По этой причине их свойства сильно зависят от свойств воды. В стандартных условиях вода представляет собой жидкость плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа·с. Схематично диаграмма фазового состояния воды показана на рис. 1. Таблица 3 Диапазон давлений и температур, возможных при СКО Вещество Условия Температура, °С Давление, МПа минимальная максимальная минимальная максимальная CaCO3 и CaMg(CO3)2 Пласт 30 250 3 100 15%-ный водный раствор HCl Скважина + пласт 20 250 0,1 100 H2O Скважина + пласт 20 250 0,1 100 CO2 Пласт 30 250 3 100 Водный раствор CaCl2 Пласт 30 250 3 100 Водный раствор CaCl2 + MgCl2 Пласт 30 250 3 100 N2 Скважина + пласт 20 250 0,1 100 Рис. 1. Диаграмма фазового состояния воды Кривые на рис. 1 показывают условия, при которых фазы находятся в равновесии друг с другом. Кривая BT характеризует давление и температуру плавления льда. Кривая ТС характеризует давление и температуру перехода воды в газообразное состояние. Точка С называется критической точкой (для воды Ткр = 374,2 °С и Ркр = 218,3 атм [19]). При давлениях и температурах выше этой точки газовая (паровая) и жидкая формы воды перестают быть различимыми (сверхкритический флюид). Как видно, для рассматриваемых давлений и температур вода будет находиться в жидкой фазе. Результаты измерений вязкости воды в зависимости от давления и температуры представлены в [19, 20]. Основное влияние на вязкость воды оказывает температура, с ростом которой вязкость воды уменьшается. Рост давления приводит к незначительному увеличению вязкости воды и в практических расчетах может не учитываться. Зависимость вязкости воды для линии насыщения ТС приведена в [20] и показана на рис. 2. Рис. 2. Зависимость плотности и вязкости воды для линии насыщения TC и 15%-ного водного раствора HCl от температуры Плотность воды зависит от давления и температуры. С ростом температуры плотность воды уменьшается, с ростом давления растет. Вода относится к слабосжимаемым флюидам, изменение плотности которой в зависимости от давления обычно представляется в виде [21] где - плотность при давлении P и температуре T; - плотность при известном давлении Р0 и температуре Т; cw - коэффициент сжимаемости. Данное выражение можно использовать, если сжимаемость флюида в диапазоне 10-5-10-6 атм-1 [22]. Для чистой воды сжимаемость при 20 °С равна 0,5∙10-5 атм-1 [23]. Объемный коэффициент флюида при определенном давлении и температуре определяется по формуле [22] где ρ0 (P0, T0) - плотность флюида при стандартных условиях: P0 = 1 атм, T0 = 20 °С; ρ(P, T) - плотность флюида при заданных условиях P и T. Как правило, учет изменения плотности от давления учитывается при гидродинамическом моделировании, так как объемы закачиваемой и законтурной воды огромны и оказывают значительное влияние на получаемые результаты. В процессе СКО объемы закачиваемых водных растворов не превышают нескольких сотен кубов и изменением плотности от давления можно пренебречь, рассматривая их как несжимаемые. Зависимость плотности воды от температуры более существенна [20] и для линии насыщения приведена на рис. 2. Водный раствор 15%-ной HCl в стандартных условиях является жидкостью с плотностью 1073 кг/м3 и вязкостью 1,26 мПа·с [24, 25]. Исходя из того что раствор соляной кислоты на 85 % состоит из воды, температуры его замерзания и кипения составляют соответственно -27,6 и +108 °С [26], область, в которой раствор находится в жидкой фазе, шире, чем для воды. Следовательно, раствор в рассматриваемом диапазоне давлений и температур находится в жидкой фазе. Изменением плотности и вязкости 15%-ного раствора HCl в зависимости от давления, как и для воды, для практических расчетов можно пренебречь. В случае изменения концентрации HCl в растворе его вязкость и плотность возрастают [25, 27]. Изменение вязкости 15%-ного соляного раствора от температуры для диапазона от 20 до 200 °С приведено в работе [1] и представлено на рис. 2. При более высоких значениях температуры вязкость раствора может быть получена с достаточной для практических расчетов точностью путем экстраполяции данных с учетом зависимости вязкости воды от температуры. Лабораторные данные о плотности 15%-ного соляного раствора до температуры 100 °С [24], а также зависимости для более высоких температур, полученные путем экстраполяции с учетом данных по воде, приведены на рис. 2. Водные растворы солей MgCl2 и CaCl2 С учетом плотности хлорида кальция, равной 2150 кг/м3, и объемов образующейся соли и воды при реакции с карбонатом кальция его массовая концентрация в воде равна 20,5 %. Так как растворимость хлорида кальция при 20 °С в воде равна 74,5 г в 100 г воды и увеличивается с температурой [24], то хлористый кальций, образующийся при реакции, полностью растворен в воде при любых температурах. При реакции с доломитом массовые концентрации солей хлорида кальция и хлорида магния (плотность 2320 кг/м3) составляют 12,87 и 11,04 г в 100 г воды, суммарная массовая концентрация 19,3 %. С учетом того что растворимости данных солей при 20 °С в воде составляют 74,5 и 52,8 г в 100 воды и также увеличиваются с температурой [24], то хлористый калий и магний, образующиеся при реакции, полностью растворены в воде при любых температурах. Образующийся в результате химической реакции соляной кислоты с породой раствор, в зависимости от концентрации, может находиться в жидком состоянии при температурах значительно ниже 0 °С [28]. То есть линия BT на диаграмме фазового состояния воды (см. рис. 1) для них смещена влево. Температура кипения растворов выше температуры кипения воды и с ростом концентрации увеличивается [29], линия ТС (см. рис. 1) смещена вправо. Таким образом, в рассматриваемых условиях растворы данных солей будут находиться в жидком фазовом состоянии. Вязкость водных растворов зависит от давления, температуры, количества и типа растворенных солей. Вязкость растет с ростом давления и солености и уменьшением температуры. Наличие растворенного газа незначительно влияет на вязкость водного раствора [30] и может не учитываться в практических расчетах. Плотность ρ, кг/м3, и динамическая вязкость μ, Па∙с, водного раствора CaCl2 и MgCl2 с массовой долей растворенного компонента w, кг/кг, при температуре t, °С, могут быть взяты из справочников [24] либо рассчитаны по корреляционным уравнениям [29] где ρв - плотность воды при данной температуре, кг/м3; μв - вязкость воды при данной температуре, Па·с; w - массовая концентрация соли в воде, доли ед.; ai и bi - коэффициенты, значения которых приведены в табл. 4. Таблица 4 Эмпирические коэффициенты для определения плотности и вязкости водных растворов солей Вещество a1 a2 a3 b1 b2 b3 CaCl2 0,8101 10,673 6,224 3,4143 -0,3062 84,004 MgCl2 0,7764 18,216 7,466 5,0164 -0,8807 -96,036 NaCl 0,6653 14,146 10,308 2,0544 0,4135 1,047 В случае реакции со смешанным типом карбонатов определение свойств получаемых растворов можно выполнить на основе принципа аддитивности [31]. В случае водных растворов солей CaCl2 и MgCl2 расчетные уравнения имеют следующий вид: Зависимости вязкости и плотности растворов от температуры показаны на рис. 3. В случае стимуляции безводных нефтяных или газовых скважин влиянием высвобождаемой связанной воды на свойства смеси раствора солей можно пренебречь из-за ее малого объема. Однако в случае стимуляции высокообводненных или нагнетательных скважин влияние пластовой или закачиваемой воды может быть существенным. Как правило, преобладающей солью, растворенной в пластовой воде, является хлористый натрий (NaCl). Концентрация хлористого натрия в пластовой воде может меняться в широком диапазоне. Результаты изучения физических свойств данного раствора в зависимости от содержания соли, давления и температуры приведены в работах [23, 29, 32-35]. В случае наличия в пластовых водах в небольших количествах других типов солей, дополнительно к NaCl, можно воспользоваться номограммой, позволяющей рассчитать из имеющихся типов солей и их содержания эквивалентное содержание NaCl. Для учета влияния содержания NaCl на свойства получаемых растворов также можно воспользоваться ранее описанным принципом аддитивности. В качестве примера зависимостей вязкости и плотности раствора хлористого натрия от давления и температуры приведен расчет по корреляциям, предложенным в [29] при массовой концентрации 18 %, характерной для условий месторождения Бадра (Ирак). Результаты представлены на рис. 3. Углекислый газ (СО2) при стандартных условиях представляет собой газ с плотностью 1,839 кг/м3 и вязкостью 0,0147 мПа·с. Фазовое состояние СО2 в зависимости от давления и температуры схематично показано на рис. 4. Рис. 3. Зависимость вязкости и плотности от температуры для раствора CaCl2, CaCl2 + MgCl2 и NaCl Рис. 4. Диаграмма фазового состояния СО2 Углекислый газ имеет критические параметры (точка С): Ткр = 31 °С и Ркр = 72,9 атм [19]. Из диаграммы видно, что в большинстве случаев рассматриваемого диапазона давлений и температур образовавшийся в результате реакции СО2 в пластовых условиях находится в состоянии сверхкритичного флюида и только при давлениях от 3 до 7,3 МПа в газообразном состоянии. Свойства вещества в условиях сверхкритичного флюида являются промежуточными между его свойствами в газообразной и жидкой фазе. Сверхкритичный флюид обладает высокой плотностью, близкой к жидкости, и низкой вязкостью, близкой к газу. Растворимость СО2 Диоксид углерода является хорошо растворимым газом в воде. Результаты лабораторных замеров растворимости, см3, при °С и 1 атм на 1 г воды (что соответствует м3/т) приведены в работах [36, 37]. Зависимость растворимости диоксида углерода в воде от давления и температуры получена путем объединения двух исследований (при темпера-турах ниже 100 °С и выше 200 °С), представлена на рис. 5. Как видно (см. рис. 5), растворимость растет с ростом давления. При низких давлениях и температурах с ростом температуры последняя уменьшается, однако с их ростом растворимость начинает возрастать. Это объясняется тем, что углекислый газ вступает в химическую реакцию с водой и в результате двуокись углерода присутствует в воде как в ионной форме, так и в растворенном состоянии [38]. При минимальных значениях рассматриваемого диапазона растворимость составит около 15 м3/т; при максимальных значениях - около 160 м3/т (получено экстраполяцией). Влияние растворенного углекислого газа на свойства воды рассмотрено в работе [38]. На основе выполненных лабораторных экспериментов были сделаны следующие выводы относительно влияния растворенного углекислого газа на свойства воды: · плотность воды в небольшой степени зависит от концентрации растворенного СО2, ее можно принять не зависящей от концентрации СО2; · вязкость воды незначительно возрастает с ростом концентрации растворенного СО2. Так как объем углекислого газа при реакциях составляет около 55 м3/т воды, а наличие солей в воде понижает растворимость, то в некоторых случаях часть газа может оставаться в нерастворенном состоянии. Рис. 5. Зависимость растворимости СО2 от давления и температуры а б Рис. 6. Зависимость плотности (а) и вязкости (б) СО2 от давления и температуры Плотность СО2 Плотность газа в широком диапазоне давлений и температур может быть оценена согласно формулам, предложенным в работе [39]. Результаты расчетов плотности СО2 для рассматриваемого диапазона давлений и температур представлены на рис. 6, а. Объемный коэффициент, рассчитываемый через плотность, для рассматриваемого интервала давлений и температур находится в диапазоне 0,029 и 0,0025, т.е. выделяющийся объем углекислого газа при реакции 1 м3 15%-ной кислоты имеет объем в диапазоне от 1,5 до 0,13 м3. С учетом того что от 30 до 100 % газа растворено в воде, то занимаемый оставшимся СО2 объем не превысит 1,05 м3. Необходимо также учитывать хорошую растворимость СО2 в нефти, и поэтому его свободный объем будет еще меньше. Вязкость СО2 Вязкость газов увеличивается с ростом температуры и давления. Для расчета вязкости идеального газа может быть использована формула Сазерленда. Однако эта формула учитывает только влияние температуры на вязкость газа. Данные по вязкости диоксида углерода в широком диапазоне давлений (до 300 МПа) и температур (до 726 °С) приведены в работе [40]. Для рассматриваемого диапазона давлений и температур зависимость вязкости от давления и температуры показана на рис. 6, б. Для крайних значений рассматриваемых давлений и температур (Pmin = 3 МПа, Тmin = 30 °С, Pmax = 100 МПа, Тmin = 250 °С) вязкость составит соответственно 0,017 и 0,07 мПа·с. Результатов изучения свойств смесей водного раствора и газов в состоянии сверхкритичного флюида в литературе не встречается. Однако можно предположить, что для практических целей можно воспользоваться принципом аддитивности при расчете плотности, а кажущуюся динамическую вязкость смеси принять равной вязкости внешней среды (в нашем случае вязкости раствора солей) [23]. Также можно пренебречь его влиянием на свойства растворов солей из-за малого образующегося объема. Азот (N) Фазовая диаграмма для N приведена в работе [41] (рис. 7). Рис. 7. Диаграмма фазового состояния азота Рис. 8. Зависимость растворимости N от давления и температуры Азот имеет следующие критические параметры: Ткр = -146,94 °С и Ркр = 33,9 атм [29]. При нормальных и стандартных условиях представляет собой бесцветный газ плотностью 1,25 кг/м3 при нормальных условиях, 1,16 кг/м3 при стандартных условиях и вязкостью 0,01665 мПа·с при нормальных условиях, 0,01766 мПа·с при стандартных условиях [42]. Из рис. 7 видно, что в большинстве случаев рассматриваемого диапазона давлений и температур используемый при СКО азот будет находиться в состоянии сверхкритичного флюида и только при давлениях ниже 33,9 атм в состоянии газа. Растворимость азота в воде значительно ниже, чем для углекислого газа. Результаты лабораторных измерений представлены в работах [36, 37, 43, 44]. Построение графиков выполнено на основе объединения разных исследований, результаты отображены на рис. 8. а б Рис. 9. Зависимость плотности (а) и вязкости (б) азота от давления и температуры Как видно из графика, растворимость азота при максимальных рассматриваемых давлениях и температурах не превышает 24 м3/т, а при минимальных 0,5 м3/т. Плотность и вязкость N2 Плотность и вязкость газа для рассматриваемых давлений и температур оценены согласно формулам, предложенным в работах [45, 46]. Расчетные значения плотности и вязкости азота для рассматриваемого диапазона давлений и температур представлены на рис. 9, а, б. Плотность азота для крайних рассматриваемых значений составляет соответственно 1,16 и 399 кг/м3, вязкость - 0,01766 и 0,042 мПа·с. Влияние используемых добавок на свойства кислотных растворов и время реакции с породой В настоящее время, как правило, при СКО выбираются кислотные композиции сложного состава, которые включают дополнительные добавки, целью их использования является как предотвращение или снижение негативного влияния соляной кислоты на оборудование скважины и ПЗП пласта (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, реагенты, предотвращающие набухание глин и др.), так и улучшение эффективности процесса воздействия (реагенты, понижающие трение, потокоотклонители, замедлители реакции и т.п.). Некоторые из используемых добавок при определенных концентрациях могут существенно изменять свойства закачиваемых флюидов и продуктов их реакции с породой как постоянно, так и на определенный промежуток времени. Поэтому важно оценить степень влияния данных добавок на физические свойства используемых растворов и продуктов реакции в диапазоне ожидаемых при СКО давлений и температур. Из-за большого выбора добавок и широкого диапазона возможных давлений и температур наиболее надежный источник информации - лабораторные и промысловые эксперименты в условиях, максимально приближенных к ожидаемым при СКО. В научной литературе встречается значительное количество работ, посвященных изучению влияния различных добавок на эффективность кислотного воздействия [47-51]. Для первичных обработок скважин месторождения Бадра были испытаны и использованы следующие составы: - кислотный раствор: 15 % HCl + 1 % стабилизатора железа + 2,5 % ингибитора коррозии + 2 % деэмульгатора + 0,5 % стабилизатора глин; - раствор с потокоотклоняющим агентом химического типа: 15 % HCl + 1 % стабилизатора железа + 2,5 % ингибитора коррозии + 2 % деэмульгатора + 0,5 % стабилизатора глин + 4,5 % потокоотклонителя (ZPWD-10). Использование соляной кислоты как основного агента воздействия обусловлено тем, что продуктивный пласт представлен известняком кавернозно-порового типа с содержанием кальцита 85-95 %. Лабораторные опыты показали, что влияние стабилизатора железа, ингибитора коррозии, деэмульгатора и стабилизатора глин на физические свойства растворов незначительное. Основное воздействие оказывает наличие потокоотклонителя, повышающего вязкость кислотного раствора в исходном состоянии, а также при реакции с породой. Рис. 10. Зависимость изменения вязкости от температуры для кислотного раствора с потокоотклонителем В исходном состоянии потокоотклонитель ZPWD-10 представляет собой бледно-желтую высоковязкую жидкость плотностью 1050 кг/м3, поставляемую в бочках по 200 л. С целью определения влияния потокоотклонителя на свойства кислотного раствора были проведены следующие три лабораторных эксперимента: 1. Определение свойств раствора в зависимости от температуры. Данный тест выполнен с целью оценки изменения вязкости в процессе закачки. Методика эксперимента: приготовленный раствор (300 мл) нагревался до нужной температуры, и проводился замер его вязкости. Температура изменялась от 20 до 80 °С с шагом 20 °С. Результаты теста приведены на рис. 10. Оценка плотности кислотного раствора с потокоотклонителем показала значения, близкие к параметрам 15%-ного раствора соляной кислоты. 2. Определение свойств раствора в процессе реакции с породой. Целью теста является определение вязкости кислотного раствора с потокоотклонителем в процессе его реакции с породой. Методика эксперимента: приготовленный раствор (500 мл) нагревался до температуры 80 °С на водяной бане. Затем порциями по 10 добавлялся карбонат кальция и после реакции производился замер вязкости и концентрации кислоты. В дальнейшем был выполнен пересчет на температуру 120 °С. Результаты эксперимента представлены на рис. 11. Как видно из рис. 11, до нейтрализации порядка 30 % кислотного состава (концентрация кислоты 10-11 %) вязкость кислотного состава практически не меняется. При дальнейшей реакции вязкость раствора резко возрастает и достигает максимума при нейтрализации 45 % (концентрация кислоты 8,2 %) кислотного состава. В процессе последующей реакции вязкость раствора снижается и стремится к вязкости воды. Таким образом, на фронте движения кислотного состава с потокоотклонителем образуется «узкое кольцо» повышенной вязкости, позволяющее отклонять последующие порции кислоты от образовавшихся каналов. 3. Определение времени нейтрализации 15%-ного кислотного раствора с потокоотклонителем. Целью теста является определение времени реакции кислоты с потокоотклонителем и без него при избытке карбоната кальция. Методика эксперимента: приготовленный раствор 15%-ного кислотного состава без потокоотклонителя и с ним и порция CaCO3 нагревались до определенной температуры на водяной бане. Раствор добавлялся в карбонат кальция. Окончание реакции оценивалось визуально по прекращению выделения углекислого газа. Время реакции определялось секундомером. Опыты проводились при атмосферном давлении и температурах 20, 50 и 80 °С с постоянным перемешиванием (постоянная подача к породе новых порций кислоты - имитация закачки кислоты под давлением) и без него (имитация кислотной ванны). Результаты эксперимента приведены на рис. 12, а, б. Результаты экспериментов показывают, что добавление потокоотклонителя в раствор приводит к замедлению скорости реакции с карбонатом кальция. Постоянное поступление свежих порций кислотных растворов к поверхности реакции приводит к значительному росту скорости реакции растворов как с потокоотклонителем, так и без него. Рост температуры и площади поверхности, на которой происходит взаимодействие, значительно увеличивает скорость реакции. Время реакции при температуре выше 80 °С (характерно для условий месторождения Бадра) и постоянной подаче свежих порций кислотных составов на поверхность реакции (эффект перемешивания) не превышает 1 мин для раствора с потокоотклонителем и 30 с для раствора без потокоотклонителя, т.е. реакция на поверхности минерала происходит практически мгновенно. Оценка влияния давления на время реакции для условий месторождения Бадра не проводилось. Рис. 11. Зависимость изменения вязкости от концентрации HCl в процессе нейтрализации кислотного раствора с потокоотклонителем при 120 и 80 °С а б Рис. 12. Результаты эксперимента по оценке времени реакции кислотных растворов без перемешивания (а) и при постоянном перемешивании (б) Таким образом, общая скорость реакции для условий СКО (закачка под давлением) на месторождении Бадра (Т = 80-120 °С, Р = 35-51 МПа) зависит от скорости доставки кислоты на поверхность как более медленного процесса, а скорость реакции на поверхности минерала может быть проигнорирована (принята мгновенной) [5] как для кислотного раствора без потокоотклонителя, так и с ним. Заключение В результате проведенного анализа установлено, что в диапазоне давлений и температур, возникающих в процессе выполнения СКО: · образующиеся при реакции 15%-ной HCl c карбонатами соли MgCl2 и CaCl2 находятся в растворенном состоянии; · основное влияние на плотность и вязкость данных растворов оказывает изменение температуры. Влиянием изменения давления и объема растворенного газа на данные параметры для практических расчетов можно пренебречь; · углекислый газ обладает высокой растворимостью в воде и нефти. В случае, если объем СО2 полностью не растворен в воде или нефти, в рассматриваемом диапазоне он будет находиться в состоянии сверхкритичного флюида, свойства которого зависят как от давления, так и от температуры; · применение добавок к кислотным растворам может оказывать существенное влияние на их свойства; · используемая в процессе СКО скважин на месторождении Бадра в качестве потокоотклонителя добавка ZPWD-10 значительно увеличивает вязкость кислотного раствора, что позволяет кратковременно создавать «узкую полосу» высоковязкой жидкости на фронте движения кислоты, тем самым отклоняя потоки в необработанные участки пласта. Приведенные в работе зависимости использованы при проектировании СКО скважин на месторождении Бадра.

Об авторах

Ринат Альвертович Хузин

Автор, ответственный за переписку.
Email: Khuzin.ra@gazpromneft-badra.com
8070, Ирак, г. Багдад, Ройял Тьюлип Аль-Рашид Хоутел, оф. 335

начальник управления разработки

Тарас Сергеевич Ющенко

Email: yushchenko@phystech.edu
127206, Россия, г. Москва, Чуксин тупик, 9

кандидат физико-математических наук, главный инженер проекта

Григорий Петрович Хижняк

Email: xgp@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 343

PDF (Russian) - 217

PDF (English) - 162

Ссылки

• Ссылки не определены.