Южная Нефтяная Компания (ЮНК)

ОТЧЕТ

по лабораторному тестированию на совместимость кислотных составов с образцами керна и нефти месторождения Верблюжье ООО ╚Южная нефтяная компания╩


Главный инженер

Г.В. Плюшкин

Главный технолог

В.Л. Етеревсков

Главный геолог

С.В. Малайко

Геохимик, к.х.н.

С.В. Чапуркин

Лаборант

В.И. Петрова

Лаборант

Е.В. Сергеева


    Содержание:

  1. Описание образца нефти со скважины ╧ 19┘┘┘┘┘┘┘.┘┘┘┘.4
  2. Описание образцов керна со скважин ╧13 и ╧19┘┘┘┘...┘┘┘.┘7
  3. Тест на стабильность кислотной композиции┘┘┘┘┘┘┘..┘┘┘..8
  4. Тест на распад эмульсии┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘.┘┘┘┘12
  5. Тест на осадкообразование┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘...┘┘┘┘..17
  6. Тест на скорость коррозии┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘.┘┘21
  7. Тест на растворение карбонатной породы и глинистых отложений┘.23
  8. Выводы┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘┘.┘┘┘┘┘┘┘.26

1. Описание образца нефти со скважины ╧ 19.

Представленный образец нефти представляет собой вязкую густую массу цветом от темно-коричневого до черного. При попытке отфильтровать данный образец было установлено, что высокая вязкость образца не позволяет проходить сита с размером ячейки 150 микрон и менее. Внешний вид фильтра после фильтрации образца на Рис. 1.

Внешний вид фильтра после фильтрации нефти
Рис.1. Внешний вид фильтра после фильтрации нефти.

Вязкость представленного образца устанавливалась на ротационном вискозиметре. При температуре 25ºС установить вязкость не представилось возможным ввиду обильного налипания тяжелых углеводородов содержащихся в нефти на поверхность ротора. Измерения проводили при двух температурах 50 и 60ºС. Данные приведены в Таб. 1.

Таб.1. Динамическая вязкость нефти при 50 и 60ºС.

Скорость сдвига, 1/с Вязкость, мПа*с
t=50ºС t=60ºС
102,00 158,50 120,92
78,20 172,86 128,70
59,70 158,50 140,40
45,70 158,50 153,32
34,90 158,50 169,44
26,80 158,50 186,15
20,40 158,50 207,68
15,60 158,50 231,16
11,90 158,50 261,19
9,14 158,50 295,00
7,00 484,05 335,24
5,36 555,50 375,67
4,10 646,84 445,89

Рис. 2. Кривая текучести

Рис. 2. Кривая текучести

2. Описание образцов керна со скважин ╧13 и ╧19.

Для проведения лабораторных тестов были предоставлены образцы керна с различных глубин и различных скважин, внешний вид образцов представлен в Таб.2.

Таб.2. Внешний вид образцов керна (штуфов)

╧ Фото Глубина, м Диаметр, мм Описание
Верблюжье ╧13
1 керны со скважиы Верблюжье ╧13 868,5 30 Представляет собой карбонатную нефтенасыщенную породу легко ломающуюся при распиливании
2 868,5 30
3 керны со скважиы Верблюжье ╧13 998,9 30 Представляет собой карбонатную твердую породу без следов нефти. Порода достаточно тверда при распиливании не крошится
4 998,9 30
5 керны со скважиы Верблюжье ╧13 1159,9 30 Представляет собой нефтенасыщенную высокопористую терригенную породу с глинистыми включениями. При распиливании крошится
6 1169,9 30
Верблюжье ╧19
7 керны со скважиы Верблюжье ╧13 875,12 30 Представляет собой карбонатную нефтенасыщенную породу легко ломающуюся при распиливании
8 875,12 30

3. Тест на стабильность кислотной композиции.

    Для работы с вышеупомянутыми пластами были предложены следующие кислотные составы:
  1. Флаксокор 110 (для ОПЗ терригенного пласта). Представляет собой готовую кислотную композицию на основе кислоты соляной синтетической, разбавленной до рабочей концентрации 18-22 массовых долей хлористого водорода, ингибированной, с рядом ПАВ для отмывки глинистых составляющих терригенного коллектора.
  2. Кислотная протравка (для ОПЗ карбонатного пласта). Представляет собой кислотную композицию на основе кислоты соляной синтетической разбавленной до рабочей концентрации 15 массовых долей хлористого водорода, содержит следующие компоненты:
    Стабилизатор железа (Hi-Iron) 11 литров на куб
    Деэмульгатор (DM-1) 2 литра на куб
    Противоосадочную добавку (ASA-1) 2 литра на куб
    Ингибитор коррозии (PROD CI-300) 1 литр на куб
  3. Загеленная кислотная композиция (для ОПЗ карбонатного пласта). Представляет собой кислотную композицию на основе кислоты соляной синтетической разбавленной до рабочей концентрации 15 массовых долей хлористого водорода, содержит следующие компоненты:
    Стабилизатор железа (Hi-Iron) 6 литров на куб
    Загеливатель (AG-200) 40 литров на куб

Перед проведением теста на стабильность готовится 150 мл каждой кислотной композиции. Затем она разливается по 50 мл в 3 сосуда. В сосуды ╧ 2 и 3 добавляется хлорид железа (III) в количестве 5000 м.д. в каждый сосуд. Далее сосуды 1 и 2 термостатируются при температуре 65ºС в течение 30 минут после чего делают фото сравнения. По изменению цвета, наличию осадка и т.д. судят о стабильности кислотной композиции.

Рис.3. Кислотный состав Флаксокор 110 до термостатирования
Рис.3. Кислотный состав Флаксокор 110 до термостатирования

Рис.4. Кислотный состав Флаксокор 110 после термостатирования
Рис.4. Кислотный состав Флаксокор 110 после термостатирования

Рис. 5. Кислотная протравка до термостатирования
Рис. 5. Кислотная протравка до термостатирования

Рис. 6. Кислотная протравка после термостатирования
Рис. 6. Кислотная протравка после термостатирования

Рис. 7. Загеленная кислотная композиция до термостатирования
Рис. 7. Загеленная кислотная композиция до термостатирования

Рис. 8. Загеленная кислотная композиция после термостатирования
Рис. 8. Загеленная кислотная композиция после термостатирования

4. Тест на распад эмульсии.

Перед проведением теста на распад эмульсии, три вышеупомянутые кислотные композиции готовятся в объеме 200 мл каждой. Далее берется 4 сосуда:
Первый: 25 мл кислотной композиции и раствора железа + 75 мл нефти
Второй: 50 мл кислотной композиции и раствора железа + 50 мл нефти
Третий: 75 мл кислотной композиции и раствора железа + 25 мл нефти
Четвертый: 50 мл отработанной кислотной композиции (нейтрализованной до 3% карбонатом кальция ЧДА) и раствора железа + 50 мл нефти

Далее сосуды ╧1-3 термостатируют при температуре 65ºС 30 минут, а сосуд ╧4 термостатируют 4 часа. После чего ведут наблюдение за разделением эмульсии и выпадением осадка.

Рис. 9. Кислотный состав Флаксокор 110 с нефтью до термостатирования
Рис. 9. Кислотный состав Флаксокор 110 с нефтью до термостатирования

Рис. 10. Кислотный состав Флаксокор 110 с нефтью после термостатирования
Рис. 10. Кислотный состав Флаксокор 110 с нефтью после термостатирования

Рис. 11. Кислотная протравка с нефтью до термостатирования
Рис. 11. Кислотная протравка с нефтью до термостатирования

Рис. 12. Кислотная протравка с нефтью после термостатирования
Рис. 12. Кислотная протравка с нефтью после термостатирования

Рис. 13. Загеленная кислотная композиция с нефтью до термостатирования
Рис. 13. Загеленная кислотная композиция с нефтью до термостатирования

Рис. 14. Загеленная кислотная композиция с нефтью после термостатирования
Рис. 14. Загеленная кислотная композиция с нефтью после термостатирования

Таб.3. Сводная таблица оценки разделения эмульсии

Флаксокор 110
Сосуд ╧ Соотношение кислота/нефть Fe³+м.д. ppm Время, ч Разделение эмульсии, % Примечание
1 25/75 5000 0,5 100 Эмульсия четко разделялась как до термостатирования так и после
2 50/50 5000 0,5 100
3 75/25 5000 0,5 100
4 50/50 5000 4 100
Кислотная протравка Acid etch
1 25/75 5000 0,5 100 Эмульсия четко разделялась как до термостатирования так и после
2 50/50 5000 0,5 100
3 75/25 5000 0,5 100
4 50/50 5000 4 100
Загеленная кислотная композиция
1 25/75 5000 0,5 100 Загеленная композиция также легко разделялась, однако ввиду высокой вязкости, как образца нефти, так и кислотной композиции произошло замасливания стекла нефтью.
2 50/50 5000 0,5 100
3 75/25 5000 0,5 100
4 50/50 5000 4 100

5. Тест на осадкообразование.

После разделения эмульсии сосуды ╧1-4 проливаются на сито, где производится визуальная оценка осадка, который может образоваться в нефтекислотной смеси.

Рис.15. Сита после Флаксокора 110, сосуды 1-4 Рис.15. Сита после Флаксокора 110, сосуды 1-4
Рис.15. Сита после Флаксокора 110, сосуды 1-4 Рис.15. Сита после Флаксокора 110, сосуды 1-4
Рис.15. Сита после Флаксокора 110, сосуды 1-4

Рис.16. Сита после кислотной протравки, сосуды 1-4 Рис.16. Сита после кислотной протравки, сосуды 1-4
Рис.16. Сита после кислотной протравки, сосуды 1-4 Рис.16. Сита после кислотной протравки, сосуды 1-4
Рис.16. Сита после кислотной протравки, сосуды 1-4

Рис.17. Сита после загеленной кислотной композиции, сосуды 1-4 Рис.17. Сита после загеленной кислотной композиции, сосуды 1-4
Рис.17. Сита после загеленной кислотной композиции, сосуды 1-4

Таб.4. Сводная таблица оценки осадкообразования.

Флаксокор 110
Сосуд ╧ Соотношение кислота/нефть Fe³+м.д. ppm Время, ч Осадок Примечание
1 25/75 5000 0,5 нет/no Нефтекислотная смесь сито проходит медленно ввиду высокой вязкости нефти без образования нерастворимых осадков
2 50/50 5000 0,5 нет/no
3 75/25 5000 0,5 нет/no
4 50/50 5000 4 нет/no
Кислотная протравка
1 25/75 5000 0,5 нет/no Нефтекислотная смесь сито проходит медленно ввиду высокой вязкости нефти без образования нерастворимых осадков
2 50/50 5000 0,5 нет/no
3 75/25 5000 0,5 нет/no
4 50/50 5000 4 нет/no
Загеленная кислотная композиция
1 25/75 5000 0,5 нет/no Нефтекислотная смесь сито проходит медленно ввиду высокой вязкости нефти без образования нерастворимых осадков
2 50/50 5000 0,5 нет/no
3 75/25 5000 0,5 нет/no
4 50/50 5000 4 нет/no

6. Тест на скорость коррозии.

Из трубы НКТ √ марка стали N-80 выпиливаются купоны √ прямоугольные металлические пластины с отверстием. Далее пластины рихтуются шкуркой до однородно гладкой поверхности без раковин и сколов. После чего взвешивались с точностью до четвертого знака после запятой. Затем пластины помещались в рабочие кислотные составы на 12 часов при температуре 65ºС. Далее снова взвешивались, после по разности массы отнесенной на единицу площади определяли скорость коррозии. Скорость коррозии менее 0,009765 гр/см² считается приемлемой.

Рис.18 Купон до термостатирования и после с Флаксокором 110 Рис.18 Купон до термостатирования и после с Флаксокором 110
Рис.18 Купон до термостатирования и после с Флаксокором 110

Рис.19 Купон до термостатирования и после с кислотной протравкой Рис.19 Купон до термостатирования и после с кислотной протравкой
Рис.19 Купон до термостатирования и после с кислотной протравкой

Рис.20 Купон до термостатирования и после с загеленной кислотной композицией Рис.20 Купон до термостатирования и после с загеленной кислотной композицией
Рис.20 Купон до термостатирования и после с загеленной кислотной композицией

Таб.5. Сводная таблица по оценке скорости коррозии.

Купон ╧1 Флаксокор 110 Купон ╧2 Кислотная протравка Купон ╧3 Загеленная кислотная композиция
Наружная длина, см 1,900 2,100 2,100
Внутренняя длина, см 1,700 1,800 1,900
Высота пластинки, см 4,000 4,000 4,050
Наружная площадь, см² 7,600 8,400 8,505
Внутренняя площадь, см² 6,800 7,200 7,695
Толщина пластинки, см 0,550 0,550 0,550
Площади двух боковых граней, см² 4,400 4,400 4,455
Площади двух дуговых граней, см² 1,980 2,145 2,200
Диаметр отверстия, см 0,250 0,300 0,250
Площади двух отверстий, см² 0,098 0,141 0,098
Площадь стенки отверстия, см² 0,432 0,518 0,432
Суммарная площадь пластинки, см² 21,114 22,522 23,189
Масса купона до эксперимента, гр 28,235 26,420 30,729
Масса купона после эксперимента, гр 28,153 26,335 30,687
Потеря массы, гр 0,082 0,085 0,042
Скорость коррозии, гр/см² 0,004 0,004 0,002
Результат Тест пройден успешно Тест пройден успешно Тест пройден успешно

7. Тест на растворение карбонатной породы и глинистых отложений.

Перед проведением теста штуфы пилились на три кусочка с примерно одинакового размера. Часть образцов во время распиливания раскрошилась. Образцы керна перед опытами взвешивались с точностью до четвертого знака после запятой, затем помещались в вышеупомянутые кислотные композиции на 1 час, 2 часа и 3 час, далее по разности массы отнесенной к первоначальной массе определяли потерю массы образца в процентном выражении.

Рис.20 Штуфы после разрезания Рис.20 Штуфы после разрезания Рис.20 Штуфы после разрезания Рис.20 Штуфы после разрезания
Рис.20 Штуфы после разрезания

Таб. 6. Сводная таблица по растворению карбонатной породы и глинистых отложений.

Верблюжье, скважина ╧13 Северо-Верблюжье, скважина ╧19
Описание Карбонатный нефтенасыщенный Карбонатный, без признаков нефти Терриген нефтенасыщенный Карбонатный нефтенасыщенный
Номер образца 1 2 3 4 5 6 7 8
Тип кислотного состава Загеленная кислотная композиции Кислотная протравка Загеленная кислотная композиции Кислотная протравка Флаксокор 110 Флаксокор 110 Загеленная кислотная композиции Загеленная кислотная композиции
Время выдержки - 1 час 20,5678 18,7398 18,3256 20,9768 19,5973 19,7772 16,0479 21,4234
18,3423 9,3282 16,9292 11,2018 18,9765 18,7981 14,3202 10,2101
Время выдержки - 2 часа 11,6933 15,5671 15,3467 21,0634 15,7258 14,9386 21,4036 19,0167
9,4303 6,3918 12,4920 10,2111 14,3291 13,6981 17,3231 8,0911
Время выдержки - 3 часа 15,5478 12,8876 20,9789 18,1192 17,7369 22,1137 22,6141 22,2212
11,2121 5,2584 15,4938 7,9343 15,4302 19,2123 16,2234 9,2121
Потеря массы через 1 час, грамм 2,2255 9,4116 1,3964 9,7750 0,6208 0,9791 1,7277 11,2133
Потеря массы через 2 часа, грамм 2,2630 9,1753 2,8547 10,8523 1,3967 1,2405 4,0805 10,9256
Потеря массы через 3 часа, грамм 4,3357 7,6292 5,4851 10,1849 2,3067 2,9014 6,3907 13,0091
Потеря массы через 1 час, % 10,82 50,22 7,62 46,60 3,17 4,95 10,77 52,34
Потеря массы через 2 часа, % 19,35 58,94 18,60 51,52 8,88 8,30 19,06 57,45
Потеря массы через 3 часа, % 27,89 59,20 26,15 56,21 13,01 13,12 28,26 58,54

Рис.21. График зависимости потери массы от времени пребывания в кислотном составе.

Рис.21. График зависимости потери массы от времени пребывания в кислотном составе

Выводы

  1. Представленный образец нефти содержит большое количество высокомолекулярных тяжелых углеводородов, ввиду чего, рекомендуется производить обработку призабойной зоны пласта с предварительным подогревом воды для приготовления кислотного состава до 50-60ºС.
    2. >
  2. Все кислотные композиции, предложенные для карбонатных и терригенных пластов: Флаксокор 110, кислотная протравка и загеленная кислотная композиция являются стабильными без осадков и взвесей.
  3. Все предлагаемые кислотные композиции: Флаксокор 110, кислотная протравка и загеленная кислотная композиция не образуют неразделяемых нефтекислотных эмульсий с предоставленным образцом высоковязкой нефти.
  4. Кислотные композиции: Флаксокор 110, кислотная протравка и загеленная кислотная композиция не образуют нерастворимых осадков с представленным образцом нефти.
  5. Скорость коррозии стали N-80 с кислотными композициями не превышает 0,009765 гр/см², и составляет: для Флаксокора 110 √ 0,004 гр/см², для кислотной протравки √ 0,004 гр/см² и для загеленной кислотной композиции √ 0,002 гр/см².
  6. Оценка скорости растворения карбонатной породы показало, что кислотная протравка растворяет больше половины образца за первый час опыта, потом скорость реакции снижается.
  7. Скорость реакции загеленной кислотной композиции значительно медленнее, чем обычно протравочной композиции и более пролонгированного действия √ образец теряет в среднем по 10% массы за час.
  8. Образец керна без признаков нефтесодержания реагирует медленнее, чем нефтенасыщенная карбонатная порода.
  9. Исследования потери массы образца терригенной породы показали, что порода имеет глинистые включения в количестве порядка 13%, которые были отмыты из образца посредством кислотного состава Флакскокор 110.
  10. Оценивая все вышеприведенное, можно сделать вывод, что предлагаемые кислотные композиции являются оптимально подходящими под предлагаемые пластовые условия, ввиду чего их предлагается рекомендовать для процессов обработки призабойной зоны пласта с целью его стимуляции.

400010, Россия, г. Волгоград, ул. Рокоссовского, д. 133
Тел.: +7 (8442) 494 - 999
Факс: +7 (8442) 499 - 444
E-mail: service@zirax.com