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.
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.
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
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 |
![]() |
868,5 | 30 | Представляет собой карбонатную нефтенасыщенную породу легко ломающуюся при распиливании |
2 | 868,5 | 30 | ||
3 |
![]() |
998,9 | 30 | Представляет собой карбонатную твердую породу без следов нефти. Порода достаточно тверда при распиливании не крошится |
4 | 998,9 | 30 | ||
5 |
![]() |
1159,9 | 30 | Представляет собой нефтенасыщенную высокопористую терригенную породу с глинистыми включениями. При распиливании крошится |
6 | 1169,9 | 30 | ||
Верблюжье ╧19 | ||||
7 |
![]() |
875,12 | 30 | Представляет собой карбонатную нефтенасыщенную породу легко ломающуюся при распиливании |
8 | 875,12 | 30 |
3. Тест на стабильность кислотной композиции.
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 |
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Выводы