Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр"

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр""

На правах рукописи

ФУНГВАНХАЙ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЛАСТОВ НИЖНЕГО ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2009

003467901

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

кандидат технических наук, доцент Шамаев Григорий Анатольевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович;

кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович.

Ведущая организация

Центр химической механики нефти АН РБ.

Защита состоится «22» мая 2009 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан «22» апреля 2009 года

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей в терригенных коллекторах имеет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зоны пласта на залежах в терригенных коллекторах. Важное значение в концептуальном подходе к методам обработки призабойной зоны скважин в терригенных коллекторах имеет проблема выбора последовательности применения того или иного физико-химического воздействия на продуктивный пласт. Под этим понимается стратегия применения технологий кислотного воздействия в скважине, начиная с ввода ее в эксплуатацию и кончая поздней стадией разработки залежи, для поддержания рентабельного уровня добычи.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что на всех стадиях разработки залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основными причинами этого являются: уплотнение пород в ПЗП за счет гидродинамического воздействия в процессе строительства скважин; разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, особенно при преобладании в его составе монтмориллонита; увеличение воданасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресный буровой фильтрат; выпадение солей и асфальтосмолистых веществ на границе раздела фильтрат - минерализованная вода. В результате величина закольматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % общей толщины продуктивного горизонта.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины применяют ряд методов. Это различные виды кислотных и тепловых

обработок, гидроразрыв пласта, закачка ПАВ и других реагентов. Глинокислотные обработки (ГКО) являются одним из основных методов воздействия на призабойнойую зону продуктивных терригенных пластов нефтяных месторождений.

Снижение фильтрационных сопротивлений пород-коллекторов в ПЗП после воздействия ведет не только к повышению производительности, но и к снижению энергетических затрат при эксплуатации скважин, что является одним из условий рационального ведения разработки нефтяных месторождений.

Несмотря на многолетний опыт применения и большой объем проведенных исследований, направленных на совершенствование и повышение эффективности метода, значительная часть обработок не дает положительных результатов. По опубликованным в различных источниках данным, успешность проведения ГКО на многих месторождениях не превышает 30-90 %, особенно для залежей с высокой пластовой температурой. Такое положение объясняется разными причинами как объективного, так и субъективного характера:

- технологии проведения обработок не учитывают всех особенностей механизма воздействия глинокислотных растворов на терригенный коллектор;

- работа по выбору объектов (скважин) для воздействия, по разработке и соблюдению технологии обработок в конкретных геолого-физических условиях пластов проводится на промыслах не на должном уровне.

Повышение эффективности проведения ГКО связано как с проведением более глубоких лабораторных исследований, так и с обобщением опыта их применения в различных промысловых условиях при различных технологиях.

Цель работы:

Повышение продуктивности и приемистости скважин залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» с использованием нефтекислотных эмульсий.

Задачи исследования

1 Изучение влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок, влияющих на успешность воздействия по различным группам объектов в терригенных коллекторах.

2 Поиск композиций кислотных растворов, предотвращающих образование гидрогелей и нерастворимых солей в призабойной зоне.

3 Поиск эффективных композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей для условий терригенных пород при аномально высоких температурах.

4 Разработка эффективных технологий обработки призабойной зоны высокотемпературных терригенных пластов.

Методика исследований

Решение поставленных задач осуществлялось в три этапа. На первом этапе проводились лабораторные исследования в статических и динамических условиях протекания реакции для выбора новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции. Исследования проводились на естественных и искусственных образцах горных пород.

Лабораторные эксперименты проводились по специально разработанной экспресс - методике по изучению воздействия композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции кислоты с терригенными породами. Для этого была специально сконструирована экспериментальная установка. Объектами исследований послужили естественные образцы терригенных пород, представляющие продуктивные пласты нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

На втором этапе была разработана технология воздействия на призабойную зону низкопродуктивных пластов композициями химреагентов.

Экспериментально были определены оптимальные композиции реагентов и объемы их закачки.

На третьем этапе проведен анализ эффективности кислотных обработок на кернах нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и оценено влияние геолого-физических свойств пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, технических и технологических параметров на эффективность этих обработок.

Научная новизна

1 Разработаны и выбраны новые составы кислотного раствора, наиболее соответствующие геолого-физическим условиям залежи нижнего олигоцена.

2 Установлена зависимость параметров нефтекислотных эмульсий (концентрация эмульгатора, вязкость эмульсии, коррозионная активность) в неисследованных диапазонах изменения температур (до 130 °С).

3 Разработаны три варианта новых эффективных химреагентов нефтекислотных эмульсий и их оптимальных концентраций (в % масс.: НБ - 1,5; НС1 - 8,0; СНзСООН - 5,0; СзН12Ш9Р2 - 2,0; ингибитор коррозии - 2,0; эмульгатор - 0,18; углеводород - 40,0; вода - остальное), воздействующие на терригенные пласты с целью повышения продуктивности скважин с аномально высокой пластовой температурой.

Практическая ценность

Разработана методика «Выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости нефтекислотных эмульсий (НКЭ) при высоких температурах», которая используется в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при чтении курса лекций по дисциплинам «Сбор и подготовка скважинной продукции» и «Системы сбора скважинной продукции» для студентов специальности 13.05.03 - Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 58-й и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.), II Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (2008г., г. Томск), семинаре «Improve the bottom-hole treatment technology in the wells of White Tiger oiigoxene reservoir» (2008г., г. Xo Ши Минь), а также на научно-технических семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007,2008гг.).

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 126 страниц машинописного текста, 36 рисунков, 37 таблиц, 114 библиографических ссылок и приложений на 13 страницах.

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы, определены основные цели, задачи исследований, методы решения поставленных задач, практическая ценность проведенных работ и научная новизна.

Большой вклад в развитие теоретических и практических методов интенсификации добычи нефти внесли крупные ученые и известные исследователи: Валиуллин A.B., Стрешинский И.А., Карнаухов M.JI., Желтов Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Мирзаджанзаде А.Х., Девликамов В.В., Кузнецов О.Л., Муслимов Р.Х., Балакиров Ю.А., Frenier W.W., Ali S., Thomas R.L.,

Хисамутдинов Н.И., Яремейчук P.C., Сафин С.Г., Стрижнев К. В., Блажевич В.А., Логинов Б.Г., Белянин Г.Н., Бабец М.А., Киреев Ф.А., Мартынцев О.Ф. и другие.

В первой главе рассмотрены геологические условия залегания нефти и анализ разработки месторождения «Белый Тигр».

Рассмотрена динамика основных технологических показателей по эксплуатационным объектам проводимых геолого-технических мероприятий и работе системы поддержания пластового давления.

Рассмотрены основные причины ухудшения фильтрационной характеристики ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах.

Выявлены факторы, снижающие продуктивность скважин. Эти факторы можно отнести к четырем группам.

Снижение фильтрационных свойств коллектора ПЗП происходит за счёт проникновения, формирования, передвижения, накопления и кольматации твёрдых частиц в порах и трещинах. Степень снижения фильтрационных свойств различна при различном влиянии скорости проникновения, передвижения, кольматации в порах и трещинах, природы фракционного состава, содержания твёрдой фазы, скорости фильтрации.

Снижение фильтрационных свойств коллектора происходит за счёт набухания глинистых минералов и цементной породы при их контакте с фильтратом разных растворов. Степень снижения проницаемости пород-коллекторов, содержащих глинистые материалы, зависит от типа глинистого минерала, содержания глины, фракционного состава, содержания и глубины проникновения фильтрата.

Снижение фильтрационных свойств коллектора ПЗП происходит за счет физико-химического взаимодействия между фильтратом раствора, породой-коллектором и пластовым флюидом. Взаимодействие между проникающим фильтратом и пластовым флюидом (нефть, газ) часто приводит к

формированию эмульсии нефть-вода, вода-газ. Эти типы эмульсии затем стабилизуются адсорбцией смолисто-асфальтеновыми веществами, имеющимися в нефти.

Снижение фильтрационных свойств коллектора ПЗП происходит за счёт других технологических факторов. Степень влияния фильтрата раствора на продуктивный пласт также зависит от времени контакта раствора с ним. На практике, основными технологическими факторами, влияющими на проницаемость ПЗП, являются: величина депрессии; тип и состав раствора; время и степень контакта раствора.

Во второй главе рассмотрены сущности процесса кислотных обработок ПЗП и причины, влияющие на успешность проведения кислотной обработки ПЗП (удаление образований в результате проникновения глинистого раствора в ПЗП, удаление карбонатных составляющих пород, слагающих ПЗП, расширение поровых каналов для повышения проницаемости пласта в ПЗП).

Приведено краткое изложение общих черт физических и химических аспектов процесса кислотных обработок карбонатных и песчаных пластов. Конкретные вопросы отражают растворяющую способность используемых кислот и ряд факторов, влияющих на скорость растворения материала: содержание кислоты, температура, давление, скорость потока, соотношение между поверхностью материала и объемом кислот, влияние выпадения вторичных осадков и т.д.

Опыт показывает, что в разных геолого-промысловых условиях этот способ воздействия на ПЗП имеет различную эффективность, и величина его определяется влиянием самых разнообразных факторов, среди которых основными являются:

1 Виды используемых кислот и их способность растворения (HCl, СН3СООН, HF).

2 Влияние температуры, давления, степени диссоциации, концентрации кислоты, скорости перемещения и удельной поверхности на скорость растворения.

Способность к реакции в целом и способность растворения карбонатных материалов в выше указанных кислотах, в частности, зависят от степени диссоциации кислот, от температуры и давления, при которых протекает реакция. Кроме того, реакция между жидкой и твердой фазами носит гетерогенный характер, скорость реакции которых во многом зависит от условий контактирования, поэтому растворяющая способность еще зависит от удельной поверхности твердых материалов и скорости потока и т.д.

Выпадение осадка при кислотной обработке терригенного пласта оказывает сильное влияние на эффективность обработки. Во многих случаях образование осадка носит естественный характер, трудно его предотвратить, но можно избежать или уменьшить его влияние. В некоторых случаях предотвращение выпадения осадка носит инициативный характер и можно рассчитывать при реагировании и выборе технологии. Причинами формирования осадка являются: осадок гидроксила железа; выпадение силикатного геля ^(ОЩ^пНгО); выпадение осадка фторокальциевой соли (СаР2); выпадение осадка гексафторосиликата и гексафтороалюмината.

В ■ третей главе приведены результаты анализа эффективности кислотных обработок (КО) и рассмотрены методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождении «Белый Тигр». Значительное количество предложенных к настоящему времени в «Вьетсовпетро» и за рубежом технологий воздействия на ПЗП с использованием глинокислоты говорит о широком разнообразии продуктивных пластов по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пород-коллекторов и насыщающих их флюидов, различии в технологии разработки. Это необходимо учитывать при проведении воздействия на ПЗП для повышения его эффективности. Успешность обработки зависит от двух факторов: установление причин, приведших к снижению проницаемости ПЗП, и выбор оптимальной технологии проведения обработки. Некоторые

и

основные геолого-фичические характеристики залежи нижнего олигоцена приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные геолого-физические характеристики

эксплуатационных объектов месторождения «Белый Тигр»

№ п/п Наименование показателей Объекты эксплуатации

нижний миоцен нижний олигоцен Фундамент

1 Тип коллектора Песчаники Песчаники Трещиноватый

2 Глубина скважин, м до 3072 до 4450 до 4894

3 Цитологический состав Чередование мелко и среднезернистых песчаников и алевролитов, сцементированных глинисто-каолиновым, реже карбонатным материалом Песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов, вторично измененные Кристаллические породы (граниты, кварцевые монцониты, диорит, кварцевые диориты)

4 Карбонатность, % 0,7 1,0-3,0 0,98-4,52

5 Содержания глин, % 5,0 10,0 -

6 Проницаемость, мкМ* 0,08 0,03 0,177

7 Пористость, % 20,0 15,0 3,3

8 Пластовая температура, °С 113-118 138 146

9 Пластовое давление, МПа 25,7-26,0 24,5 28,25

10 Плотность нефти, кг/м3 720 662 642

11 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с до 1,5 до 0,47 до 0,43

12 Содержание парафинов, асфальтенов, % до 24 до 24 до 24

13 Тип пластовой воды Хлоркальциевый Хлоркальциевый Пластовая вода отсутствует

14 Минерализация пластовой воды, г/л 3-17 3-17 -

Эффективность обработок оценивается по-разному: по изменению

коэффициента продуктивности и дебита скважин до и после обработки; относительному приросту дебита; общей дополнительной добыче нефти; изменению профилей притока; успешности обработок (отношение количества эффективных операций к общему числу обработок).

Сравнение эффективности различных видов КО в скважинах нижнего олигоцена, проведенных в разных геолого-промысловых условиях, показывает, что в целом кислотные эмульсионные обработки характеризуются большей эффективностью по сравнению с обычными КО и обработками под давлением. Причем эффект выше по дополнительной добыче нефти, по проценту успешных обработок и имеет место в тех случаях, где до проведения глинокислотных эмульсий (ГКЭ) обработки эффекта от проведения других видов обработок получено не было. Это объясняется тем, что ГКЭ обработки многократно замедляют скорость растворения терригенного коллектора за счет уменьшения поверхности контакта эмульсии с породой из-за включения пузырьков воздуха и значительного ограничения диффузии свежих порций кислоты к местам ее контакта с породой вследствие стабильности системы.

Рассмотрены геолого-физические и технологические факторы, оказывающие превалирующее влияние на эффективность обработок. Последующая формализация процесса на основе моделирования позволяет осуществить научно обоснованный выбор скважин и подобрать оптимальную технологию воздействия с целью повышения эффективности соляно-кислотных обработок.

В четвертой главе приведены результаты лабораторных исследований по выбору новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции с терригенной породой:

- выбор оптимального соотношения НС1 и Ш7 в кислотном растворе;

- выбор оптимальной концентрации нефти для создания НКЭ;

- выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости НКЭ при высоких температурах;

- выбор типа ингибитора коррозии и его оптимальной концентрация для высокотемпературных пластов;

- лабораторные эксперименты на моделях пласта для предлагаемых композиционных составов;

- совершенствование технологической обработки высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

Лабораторные исследования проводились в УГНТУ, СП «Вьетсовпетро» на специальном оборудовании.

К композициям химреагентов были предъявлены следующие основные требования: состав должен максимально глубоко проникать в ПЗП; состав " должен быть минимально коррозионно-активной; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции кислоты с горной породой; компоненты состава должны быть доступны; иметь невысокую стоимость, производиться на отечественных заводах.

Собран промысловый материал по скважинам, подвергшимся глино-кислотному воздействию за последние 20 лет, и проведена предварительная обработка данных. Исходный промысловый материал представлен месторождением «Белый Тигр» по добывающим и нагнетательным скважинам.

Оптимальный состав глинокислотных растворов для обработки ПЗП' залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и их концентрации выбирались на основе: геолого-технических условий залежи нижнего олигоцена; промыслового опыта ведущих сервисных и нефтяных компаний в области кислотных обработок ПЗП терригенных коллекторов; сохранения преимуществ растворов НКЭ, применяемых СП «Вьетсовпетро»; возможности внедрения технологии обработки ПЗП в промысловых условиях.

В соответствии с этими рекомендациями выбор кислотных составов зависит от следующих факторов: от растворимости горной породы в глинокислотном растворе; содержания кварца в породе; полевого шпата в породе; глины в породе; алевролита; проницаемости ПЗП; пластовой температуры.

Были проведены эксперименты по растворимости пород нижнего олигоцена (терригенные пласты) месторождения «Белый Тигр» с различными кислотными растворами на восьми образцах горных пород.

В таблице 2 приведены глинокислотные растворы, которые могут применяться для ПЗП добывающих скважин объекта нижнего олигоцена

пласта месторождения «Белый Тигр». Наиболее эффективной композицией является вариант 2, включающий 1,5 % НБ и 8 % НС1.

Таблица 2 - Предлагаемые базовые кислотные составы для глинокислотных обработок

Варианты выбора Кислотные составы и их конце растворах штрации в глинокислотных % масс.

ОТ НС1 СНзСООН С3Н12Ш9Р2

1 1,0 6,0 5,0 2,0

2 1,5 8,0 5,0 2,0

3 2,0 10,0 5,0 2,0

Для обработки ПЗП скважин, выходящих из бурения, предпочтительно использовать глинокислотные растворы с базовой кислотой Ш1 2,0% концентрации.

Одним из важнейших свойств эмульсии является ее стабильность. Для оценки стабильности эмульсии используются такие методы, как определение напряжения пробоя, время фазового расслоения. В работе оценивалась стабильность эмульсии путем определения процента фазового расслоения и электростабильность во времени.

В экспериментах использовалась товарная нефть месторождения «Белый Тигр», глинокислотный раствор (НС1 (10%), Ш7 (2%), СН3СООН (5%)) и ингибитор коррозии «Азимут-14», из которых с помощью пропеллерной электромешалки (в течение 20 мин при 2000 об/мин, без доступа воздуха) готовилась НКЭ с объемным содержанием кислоты 60%. При этом в процессе приготовления в эмульсию добавлялся эмульгатор.

На рисунке 1 показана зависимость электростабильности НКЭ без эмульгатора от концентрации кислоты и нефти.

Для более наглядного представления влияния эмульгатора «Ярлан-Э-1» исследовались реологические свойства НКЭ, приготовленных в лабораторных условиях. В качестве дисперсной фазы использовали кислотной раствор. Дисперсионной фазой служили нефти месторождения «Белый Тигр». Были

использованы растворы с концентрацией эмульгатора «Ярлан Э-1» 0; 0,05; 0,1; 0,5; 1% (рисунок 2).

Рисунок 1 - Зависимость электростабильности нефтекислотных эмульсий без . эмульгатора от концентрации кислоты и нефти

Рисунок 2 - Поверхностное натяжение веществ и кислотных растворов в зависимости от концентрации эмульгатора при различных температурах: 1 - 20, 2 - 40, 3 - 60 °С

Из рисунка 2 видно, что с увеличением концентрации эмульгатора и повышением температуры поверхностное натяжение уменьшается.

Кроме этого, было исследовано влияние концентрации эмульгатора на вязкость эмульсии. На рисунке 3 изображены графики зависимости вязкости НКЭ от температуры с различными концентрациями эмульгатора.

Рисунок 3 - Зависимость вязкости нефтекислотной эмульсии месторождения «Белый Тигр» от температуры при разных концентрациях эмульгаторах: 1 - 0; 2 -0,05; 3 -0,1; 4 -0,5; 5-1%

Из графика видно, что вязкость эмульсий уменьшается с повышением температуры и увеличивается с повышением концентрации эмульгатора. При более высоких температурах разница в значениях вязкости становится незначительной. Увеличение вязкости эмульсий с повышением концентрации эмульгатора в них обусловливается увеличением взаимодействия между каплями, благодаря более тесному сближению глобул кислотного раствора, вследствие чего трение между слоями увеличивается и вязкость растёт.

Готовая НКЭ выдерживалась в течение 0-4 часа, после чего определялась ее электростабильность при 20 и 70 °С (Таблица 3).

Таблица 3 - Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий при температуре 20 и 70 °С

Время, мин Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий, В

при температуре 20 °С при температуре 70 °С

0 176 176

30 168 152

60 160 137

90 156 127

120 154 122

240 148 117

Как видно из таблицы 3, добавление к эмульсии эмульгатора повышает ее агрегативную устойчивость. Кроме того, эмульгатор «Ярлан-Э-1» позволяет получить НКЭ с высокой термостабильностью. Для ее оценки измеряли электростабильность эмульсии после подогрева до 70 °С. В результате НКЭ с эмульгатором «Ярлан-Э-1» практически не потеряла агрегативной устойчивости, а ее электростабильность восстановилась более чем на 90%.

В таблице 4 представлены рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора в нефтекислотной эмульсии, необходимые для сохранения ее целостности в процессе кислотной обработки.

Таблица 4- Рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора при различных температурах

Температура, °С Оптимальные концентрации, определенные по методам: Рекомендуемые концентрации, % масс.

по поверхностному натяжению, % масс. по вязкости нефти, % масс.

20 0,084 0,081 0,083

40 0,096 0,094 0,095

60 0,130 0,110 0,120

90 0,150 0,140 0,150

130 0,180 0,180 0,180

Для практического применения новой кислотной эмульсии следует изучить ее коррозионные характеристики, при необходимости, найти оптимальное содержание ингибитора коррозии.

Были проведены две серии опытов:

Первая серия - при комнатной температуре и давлении. В данном опыте использовался состав глинокислотного раствора (HCl (10%) + HF (1,5-2%) + СНзСООН (5%)) и соляная кислота (HCl 8%, HCl 10%) и разные концентрации ингибитора коррозии. Ингибитор коррозии в новом составе тот же, какой традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро» и России (Азимут-14). Результаты опытов при комнатной температуре и давлении приведены на рисунке 4. Скорость коррозии обычно высока в коротком начальном промежутке времени контактирования, когда формируется защитная пленка (образующаяся абсорбцией органического вещества на поверхности металла). Когда защитная пленка формируется эффективно, увеличение времени контактирования ведет к уменьшению скорости коррозии. Со временем защитная пленка разрушается по десорбционному механизму.

» "HCl (8%) - Л - HCI(10%)+HF(2%)+CH3COOH(5%) ■" * WHT8255 (1,5V) + WCL1212 (1 %V) I WHT8255 3,5V) + WCL1212 (2%V) Азимут (0,1%V) —-О— Азимут (1%V)___

—•—HCl (10%)

—X - HCI(8%)+HF(1,5%)+CH3COOH(5%) » WHT8255 (2,5V) + WCL1212 (1,5%V). WHT8255 (5%V) + WCL1212 (3%V) —■> Азимут (0,6%V)

l!l Азимут (2%V)__

Рисунок 4 - Динамика изменения скорости коррозии при использовании различных ингибиторов

Результаты, приведенные на рисунке 4, подтверждают вышесказанное. Концентрация \VHT-8255 (2,5 V) + \VCL-1212 (1,5У), которая используется в СП «Вьетсовпетро», и концентрация «Азимут-14» 2% является оптимальным вариантом ингибитора коррозии.

Вторая серия опытов проводилась при температуре 70 °С. Сравнение результатов опытов при температуре 70 °С с результатами опытов при комнатной температуре и давлении показало, что коррозия при высокой температуре происходит интенсивнее. Для традиционного ингибитора СП «Вьетсовпетро» и ингибитора «Азимут-14» при одном и том же времени контактирования (1 час) скорость коррозии при комнатной температуре составила 1,56 мм/год, а при температуре 70 °С - 8,6 мм/год.

Таким образом, экспериментальные исследования оценки способности ингибирования коррозии нового кислотного состава показали, что составы предлагаемых эмульсий удовлетворяют требованиям контроля коррозии (скорость коррозии не превышает 10 мм/год).

Для лабораторных испытаний на модели пласта была составлена «Программа лабораторного испытания композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта путем кислотных обработок пластов на модели залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр». Результаты представлены в таблице 5.

Из таблицы 5 видно, что коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом «Опыт №1» изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %), а коэффициент восстановления проницаемости для воды при кислотной обработке составом «Опыт №2» изменяется от 107 до 202 % (среднее значение 165 %). С приращением коэффициента восстановления проницаемости 0,19 новая эмульсия вполне удовлетворяет ожидаемым результатам. Коэффициент восстановления для нагнетательной скважины так же высокий.

Таблица 5 - Результаты лабораторных испытаний по способности восстановления проницаемости керна после кислотной обработки для добывающих и нагнетательных скважин __

№ п/п Этап испытания Результат испытания образцов породы

добывающих скважин нагнетательных скважин

№1 №2 №3 Сравнитель ный образец №5 №6 №7

1 Начальная проницаемость чистого керна кь мкм2 0,0323 0,0945 0,0108 0,0060 0,0183 0,0061 0,0008

2 Проницаемость загрязненного керна (органические и неорганические загрязнения) кг, мкм2 0,0065 0,0099 0,0001 0,0017 0,0018 0,0038 0,0003

3 Проницаемость после обработки кз, мкм2 0,0121 0,0412 0,0044 0,0021 0,0187 0,0052 0,0011

4 Коэффициент восстановления проницаемости квосст. = к3/Г(к,+к2)/21/Пр.2/ 0,62 0,79 0,81 0,55 1,87 1,07 2,02

Примечания: - Средний коэффициент восстановления проницаемости по трем опытам (0,81+0,62+0,79)/3 = 0,74; - Приращение коэффициента восстановления по сравнению со сравнительным образцом: 0,74-0,55 = 0,19. (Погрешность установки 5%) Среднее значение коэффициента восстановления 1,65

Для добывающих скважин высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» предложены следующие рекомендации:

применять две эмульсионные системы в одной фазе обработки. Сначала закачать эмульсию на основе соляной кислоты, затем закачать эмульсию на основе плавиковой кислоты. После этого промыть ПЗП нефтью. Назначение эмульсии на основе соляной кислоты - растворить неорганические и органические отложения внутри НКТ, обсадной колоны; растворение кальцита в пласте для создания благоприятных условий для функционирования плавиковой кислотной эмульсии. Этот подход максимально снижает вероятность выпадения осадков при обработке. В зависимости от условий эксплуатации скважин рекомендуется использовать один из предлагаемых вариантов состава эмульсии на основе кислоты (1 вариант - для первичной обработки; 2 вариант - для повторной обработки; 3 вариант - для скважин, введенных из бурения), которые приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Составы предлагаемых эмульсионных композиций для добывающих

скважин высокотемпературных пластов

№ п/п Компонент Содержание компонента в системе эмульсии

соляной кислоты, % плавиковой кислоты, %

Вариант I | Вариант 2 | Вариант 3 Вариант I | Вариант 2 | Вариант 3

В кислотном составе 60% содержится:

1 HF - - - 1,0 1,5 2,0

2 HCl 6,0 8,0 10,0 6,0 8,0 10,0

3 CHjCOOH 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

4 C3H1J.NO9P2 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

5 Смесь ингибиторов (WHT8255 + WCL1212) или «Азимут-14» 2,5 +1,5 2,0 2,5 + 1,5 2,0 2,5 + 1,5 2,0 2,5 + 1,5 2,0 2,5 + 1,5 2,0 2,5 + 1,5 2,0

6 Вода остальное до 100 остальное до 100 остальное до 100 остальное до 100 остальное до 100 остальное до 100

В углеводородном составе 40 % содержится:

7 Углеводород нефть нефть нефть нефть нефть нефть

8 Эмульгатор «Ярлан-Э-1» 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18

Для нагнетательных скважин высокотемпературных пластов нижнего

олигоцена месторождения «Белый Тигр» предложены следующие рекомендации, приведенные в таблице 7.

Таблица 7 - Составы предлагаемых композиций для нагнетательных скважин

высокотемпературных пластов

№ п/п Компонент Содержание компонента в системе плавиковой кислоты, %

Вариант I Вариант 2

1 НБ 2,0

2 НС1 8,0 10,0

3 СНзСООН 5,0 5,0

4 с3Н12да9р2 2,0 2,0

5 Смесь ингибиторов (\УНТ8255 + \VCL1212) или «Азимут-14» 25 + 1$ 2,0 2,5 + 1,5 2,0

6 ПАВ 2,0 2,0

7 Вода остальное до 100 остальное до 100

Основные выводы и рекомендации

1 На основе обобщения результатов проведения глинокислотных обработок в различных геолого-промысловых условиях установлены факторы,

влияющие на успешность их проведения. Установлен характер влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок на успешность воздействия по различным группам объектов разработки для условий терригенных коллекторов.

2 Изучение компонентного состава пород нижнего олигоцена показало, что входящие в их состав глинистые составляющие, цеолит и полевой шпат быстро реагируют с кислотным составом, что приводит к снижению глубины проникновения раствора. Предложено снизить концентрацию НБ с 3-5%, которая традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро», до 1-2%, что приведет к проникновению кислоты в продуктивную часть пласта в активном виде.

3 Разработана технология кислотных обработок высокотемпературных пластов. Предложено три варианта композиций НКЭ, в которых и оптимальное соотношение эмульгатора и ингибитора коррозии составляет 0,18 и 2,0% масс. При использовании данных композиций происходит замедление реакции кислоты с горной породой и снижение образования отложений (силикатный гель, гель гидрооксида железа, нерастворимые соли).

4 Лабораторные исследования на моделях пласта показали, что для разработанных составов НКЭ их эмульсионная стабильность и коррозионная активность аналогичны традиционно применяемым в СП «Вьетсовпетро» составам. В тоже время, применение новых НКЭ позволит увеличить проницаемость ПЗП на 19% для добывающих скважин и на 34% для нагнетательных скважин, что выше аналогичных показателей для НКЭ, применяемых в СП «Вьетсовпетро»,

5 На основе теоретических и лабораторных исследований предложены рекомендации по совершенствованию технологии кислотного воздействия на ПЗП низкопродуктивных коллекторов залежи нижнего олигоцена с высокими пластовыми температурами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Фунг В.Х. Результаты лабораторных экспериментов и промысловые испытания технологий кислотных обработок фундамента Фунг

B.Х. // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - 2007. - С. 228.

2 Фунг В.Х. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» / Фунг В.Х. // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - 2007. -

C. 229.

3 Фунг В.Х. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг В.Х., Шамаев Г.А., Нгуен Х.Н., Тю B.JL, Нгуен Т.В. // Башкирский химический журнал. - 2008. - №2. - С. 135 -139.

4 Фунг В. X. Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Газ, нефть и бизнес. - 2008. - №2. - С. 22 - 24.

5 Фунг В.Х. Оценка эффективности методов и технологий обработки призабойной зоны пласта на месторождении «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации. -Томск: ТПУ, 2008. - http://www.iie.tpu.ru/smotr.

6 Фунг В.Х. Выбор кислотных композиций для обработки призабойной зоны пласта / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации - Томск: ТПУ, 2008. - http://www.iie.tpu.ru/smotr.

7 Фунг В.Х. Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №8. - С. 88 - 89.

¿f ft

V

8 Фунг B.X. Выбор углеводородного состава для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» 1 Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - 2008. - С. 217 - 218.

9 Фунг В.Х. Исследования по определению способности ингибирования коррозии кислотного состава / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - 2008. — С. 219 -220.

10 Phung V.H. Binh hucng hoàn thiên thành phân dung dich Axít trong dièu kiçn via cát kêt mô Bach Hô / Phung V. H., Samaev G.A. // Tap chi Petrovietnam. -2008. -№ 5. -C. 33 -36.

11 Nguyen V.T. Công nghê triên vong sân xuât nhiên lieu xäng dàm bâo tinh môi tnröng tôt trong dièu kiên Viêt Nam / Nguyen V. T., Akhmetov A.F., Nguyen

' T.M.H., Phung V.H., Bui Т.Н. // Tap chi Petrovietnam. - 2008. - № 2. - C. 35 - 40.

Подписано в печать 14.04.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 94.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фунг Ван Хай

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ УХУДШЕНИЯ СВОЙСТВ ПЗП ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Общие сведения о месторождении «Белый Тигр» в Р. Вьетнаме

1.2 Геологические особенности месторождения «Белый Тигр»

1.3 Общее понятие о призабойной зоне скважин и обработке приза-бойной зоны пластов

1.4 Причины снижения фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивных пластов

1.4.1 Снижение фильтрационного свойства коллектора ПЗП'за счёт проникновения, формирования, передвижения, накопления и кольматации твёрдых частиц в порах и трещинах

1.4.2 Снижение фильтрационного свойства коллектора за счёт набухания глинистых минералов и цементной породы при их контакте с фильтратом разных растворов ^

1.4.3 Снижение фильтрационных свойств коллектора ПЗП за счет физико-химического взаимодействия между породой-коллектором и пластовым флюидом

1.4.4 Снижение фильтрационного свойства коллектора ПЗП за счёт других технологических факторов

1.5 Выводы

2 МЕХАНИЗМ И ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

2.1 Сущность процесса кислотных обработок призабойной зоны пласта

2.2 Физические и химические аспекты процесса кислотных обработок карбонатных коллекторов

2.2.1 Виды используемых кислот и их способность растворения

2.2.2 Влияние различных факторов на скорость растворения

2.3 Физические и химические аспекты процесса кислотных обработок песчаных коллекторов

2.3.1 Виды используемых кислот и их способность растворения

2.3.2 Влияние некоторых факторов на скорость растворения

2.3.3 Методы предотвращения выпадения осадков отработанных продуктов

2.4 Выводы

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

3.1 Геологические факторы и режим разработки, влияющие на эффективность кислотных обработок залежи нижнего олигоцена

3.1.1 Минералогический состав пород нижнего олигоцена

3.1.2 Пластовые температура и давление

3.1.3 Характеристика пластовых флюидов

3.2 Состояние кислотных обработок в скважинах нижнего олигоцена

3.2.1 Методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождении «Бельый Тигр» и анализ их эффективности

3.2.2 Состав традиционно применяемых для нижнего олигоцена кислотных систем

3.2.3 Выбор и подготовка кислотных растворов и метод проведения обработки скважин, нижнего олигоцена на месторождении «Белый Тигр» 69 3.4 Выводы

4 РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ЭМУЛЬСИОННЫХ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО ОЛИГОЦЕНА

4.1 Разработка и выбор оптимальных составов глинокислотных растворов для обработки ПЗП залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

4.2 Выбор углеводородного компонента для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

4.3 Исследования, определения способности ингибирования коррозии кислотного состава

4.4 Лабораторные испытания композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта

4.5 Предложения по совершенствованию процесса кислотной обработки ПЗП для объекта нижнего олигоцена

4.6 Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр""

В последние годы поддержание уровня добычи углеводородного сырья во многих странах в основном обеспечивается введением в эксплуатацию старого фонда скважин и обеспечением нормальной работы действующего фонда.

Перспективы развития нефтегазовой отрасли Республика Вьетнама неразрывно связаны с помощью многих сотрудников, компаний, особенно бывшего СССР. Добыча нефти на шельфе Республика Вьетнама является базовой ключевой отраслью обновляющейся экономики. Она ведется в основном на крупнейшем месторождении «Белый Тигр». Месторождение находится в море от Вунг Tay - 120 км.

Во время выполнения многих технологических операций -в процессе нефтегазовой разработки, таких как бурение, цементирование, закачивание, перфорация, глушение, ремонт, нагнетание и т.д., в призабойной зоне пласт (ПЗП) могут происходить многие процессы, которые приводят к ухудшению естественного механического и физико-химического состояния пласта, в том числе к снижению фильтрационных свойств, в результате чего* снижается продуктивность эксплуатационных скважин и приёмистость нагнетательных скважин.

Для месторождения эта проблема усугубляется еще и тем, что пластовый флюид и гидрохимическая толща находятся под высоким пластовым давлением и аномально высокими пластовыми температурами.

Технология кислотной обработки основана на способности растворения кислотной смесью инородных проникающих, кольматационных материалов на поверхности или в каналах перфорации, на растворении материалов. Такая способность используется в одном из видов технологий воздействия на ПЗП с общим названием - кислотная обработка.

Впервые в мире кислотная обработка ПЗП с использованием соляной кислоты применялась Херманом Фласчом (Herman Frasch) в 1896 г. Хотя были получены начальные успехи, но в течение 30 лет после этого, она очень редко - применялась. В 1928 г. газонефтяная компания Gulf Oil возрождает этот способ при кислотной обработке эксплуатационных скважин для песчаного пласта для устранения отложения карбонатной соли.

Современная кислотная обработка разработана в 1932 г, когда фирма Pur Oil Company впервые использовала соляно-кислотный раствор, содержащий ингибитор коррозии, на основе соединения мышьяка для обработки карбонатных коллекторов. Использование плавиковой кислоты (HF) для обработки песчаных коллекторов применялось в 1933 г. В этом году фирма Halliburton Services применяла состав HCl + HF для обработки песчаных * коллекторов, но не достигла успеха. Первый коммерческий успех применения смеси HCl и HF в обработке глинистой корки получен фирмой Dowell в 1940 г,

5, 6].

Большой вклад в развитие теоретических и практических методов интенсификации добычи нефти внесли крупные ученые и известные исследователи: Валиуллин A.B., Стрешинский И.А., Карнаухов M.JL, Желтов Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Мирзаджанзаде А.Х., Логинов Б.Г., Девликамов В.В., Кузнецов O.JL, Муслимов Р.Х., Балакиров Ю.А., Максутов P.A., Максимов В.П., Крянева Д.Ю., Саяхова Ф.Л., Хисамутдинов Н. И., Яремейчук P.C. и другие.

Работы по интенсификации добычи нефти на месторождении «Белый Тигр» практически были начаты в 1988 году и ведутся в соответствии с программой испытания и внедрения методов ОПЗ, заложенной в технологической схеме разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр» [44].

В диссертационной работе отражены результаты лабораторных экспериментов по растворению различных терригенных пород в составе раствора (в % масс. HCl - 10; HF - 2; СН3СООН - 5; C3H12NO9P2 - 2; ингибитор коррозии -2; эмульгатор — 0,18;), выполненных в лаборатории литологии и петрографии в соотвествии «Программой лабораторных испытаний композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта путем кислотных обработок пластов на модели залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

Цель работы: Повышение продуктивности и приемистости скважин залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» с использованием нефтекислотных эмульсий.

Задачи исследования

1 Изучение влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок, влияющих на успешность воздействия по различным группам объектов в терригенных коллекторах.

2 Поиск композиций кислотных растворов, предотвращающих образование гидрогелей и нерастворимых солей в призабойной зоне.

3 Поиск эффективных композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей для условий терригенных пород при аномально высоких температурах.

4 Разработка эффективных технологий обработки призабойной зоны высокотемпературных терригенных пластов.

Методика исследований

Решение поставленных задач осуществлялось в три этапа. На первом этапе проводились лабораторные исследования в статических и динамических условиях протекания реакции для выбора новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции. Исследования проводились на естественных и искусственных образцах горных пород.

Лабораторные эксперименты проводились по специально разработанной экспресс методике по изучению воздействия композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции кислоты с терригенными породами. Для этого была специально сконструирована экспериментальная установка. Объектами исследований послужили естественные образцы терригенных пород, представляющие продуктивные пласты нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

На втором этапе была разработана технология воздействия на призабойную зону низкопродуктивных пластов композициями химреагентов.

Экспериментально были определены оптимальные композиции реагентов и объемы их закачки.

На третьем этапе проведен анализ эффективности кислотных обработок на кернах нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и оценено влияние геологофизических свойств пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, технических и технологических параметров на эффективность этих обработок.

Практическая ценность

Разработана методика «Выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости нефтекислотных эмульсий (НКЭ) при высоких температурах», которая используется в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при чтении курса лекций по дисциплинам «Сбор и подготовка скважинной продукции» и «Системы сбора скважинной продукции» для студентов специальности 13.05.03 — Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений.

Научная новизна

1 Разработаны и выбраны новые составы кислотного раствора, наиболее соответствующие геолого-физическим условиям залежи нижнего олигоцена.

2 Установлена зависимость параметров нефтекислотных эмульсий (концентрация эмульгатора, вязкость эмульсии, коррозионная активность) в неисследованных диапазонах изменения температур (до 130 °С). 8

3 Разработаны три варианта новых эффективных химреагентов нефтекислотных эмульсий и их оптимальных концентраций (в % масс.: HF — 1,5; НС1 - 8,0; СНзСООН - 5,0; C3H,2N09P2 - 2,0; ингибитор коррозии - 2,0; эмульгатор - 0,18; углеводород - 40,0; вода - остальное), воздействующие на терригенные пласты с целью повышения продуктивности скважин с аномально высокой пластовой температурой.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 58-й и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.), II Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (2008г., г. Томск), семинаре «Improve the bottom-hole treatment technology in the wells of White Tiger oligoxene reservoir» (2008г., г. Xo Ши Минь), а также на научно-технических семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 6 статей, два из которых опубликованы в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 126 страниц машинописного текста, 36 рисунков, 37 таблиц, 114 библиографических ссылок и приложения на 13 страницах.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фунг Ван Хай

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основе обобщения результатов проведения глинокислотных обработок в различных геолого-промысловых условиях установлены факторы, влияющие на успешность их проведения. Установлен характер влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок на успешность воздействия по различным группам объектов разработки для условий терригенных коллекторов.

2 Изучение компонентного состава пород нижнего олигоцена показало, что входящие в их состав глинистые составляющие, цеолит и полевой шпат быстро реагируют с кислотным составом, что приводит к снижению глубины проникновения раствора. Предложено снизить концентрацию ЕШ с 3-5%, которая традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро», до 1-2%, что приведет к проникновению кислоты в продуктивную часть пласта в активном виде.

3 Разработана технология кислотных обработок высокотемпературных пластов. Предложено три варианта композиций НКЭ, в которых и оптимальное соотношение эмульгатора и ингибитора коррозии составляет 0,18 и 2,0% масс. При использовании данных композиций происходит замедление реакции кислоты с горной породой и снижение образования отложений (силикатный гель, гель гидрооксида железа, нерастворимые соли).

4 Лабораторные исследования на моделях пласта показали, что для разработанных составов НКЭ их эмульсионная стабильность и коррозионная активность аналогичны традиционно применяемым в СП «Вьетсовпетро» составам. В тоже время, применение новых НКЭ позволит увеличить проницаемость ПЗП на 19% для добывающих скважин и на 34% для нагнетательных скважин, что выше аналогичных показателей для НКЭ, применяемых в СП «Вьетсовпетро».

5 На основе теоретических и лабораторных исследований предложены рекомендации по совершенствованию технологии кислотного воздействия на ПЗП низкопродуктивных коллекторов залежи нижнего олигоцена с высокими пластовыми температурами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фунг Ван Хай, Уфа

1. Андреев В.Е. Повышение эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных коллекторов /В.Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Н. В. Щербинина Уфа 2005. - 138 с.

2. Белянин Г.Н. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» /Т.Н. Белянин, М.А. Бабец, Ф.А. Киреев Нефтяное хозяйство 1 - 2001.- с. 45 - 51.

3. Бочаров Г.В. Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр» /Г.В Бочаров. Л.Г Кульпин. Нефтепромысловое дело 7 2002. - с. 34 - 37.

4. Булатов А.И. Нефтегазопромысловый Словарь /А.И. Булатов 775 с.

5. Васильевский В.Н. Техника и технология определения параметров скважин и пластов /В.Н Васильевский., А.И. Петров Москва 1989.- 268 с.

6. Гадиев СМ. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин /С. М.Гадиев, И.С Лазаревич недра 1966 - 174 с.

7. Геологический словарь Т. 2./Издательство «Недра» 1978.

8. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта /Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский Москва 1982.- 308 с.

9. Глина Н.Л. Общая Химия /Н.Л. Глина Издательство «Химия» 1978. - 482 с.

10. Девликамов В.В. Аномальные нефти /В.В Девликамов., 3. А Хабибуллин., М.М Кабиров. Москва 1975. - 168 с.

11. Доклад НИПИ Морнефтегаз на состояние 1.7.2006 /НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 1998 124 с.

12. Донг Ч.Л. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр /Ч.Л. Донг, A.A. Фаткуллин, В.Е. Кащавцев Нефтяное хозяйство 3 - 1999., с. 14 - 16.

13. Дятлова Н. М. Комплексоны /Н.М. Дятлов, В.Я.Темкина, М.Д. Келпакова Москва 1977. - 416 с.

14. Ерушев Г.Ф. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа южного Вьетнама /Г.Ф. Ерешев, В.П. Гаврилов, В.В. Поспелов Нефтяное хозяйство 12 - 2000. - с. 27 - 29.

15. Зияд Наджиб Мунасар Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок /Наджиб Мунасар Зияд Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук - Уфа 2001.

16. Кабиров М.М. Интенсификация добычи нефти и ремонт скважины /М.М. Кабиров, У.З. Раметдинов Уфа 1994. - 126 с.

17. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов /М. К. Калинов Москва 1963., 223 с.

18. Кащавев В.Е. Особенности солеобразования при разработке гранитоидных коллекторов нефти в условиях моря /В. Е. Кащавцев Нефтяное хозяйство 12 - 2000. - с. 76 - 80.

19. Керимов А.Ш. Влияние давления на коллекторские свойства и сжимаемость кавернозно-трещиноватых пород /А.Ш. Керимов, Ф.А. Туан «Геология нефти и газа» 03 2002. - с.27 - 30.

20. Кириев Ф.А. О влияние кислотной обработки на минеральный состав пород призабойной зоны скважин /Ф.А. Кириев, Вунгтау — январь 1994. 12 с.

21. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов /В. И.Кудинов, Б.М Сучков. Самара 1996. 440 с.

22. Куртин Кроли. Тенденции в кислотной обработке матрицы /Кроли Куртин, Г. Талса,; Жак Маемо; Эрис Тоубул, Г. Сан Этьен, Рон Томас. Г. Монтруж Нефтяное обозрение, 1996, - р. 14-21.

23. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки /Б.Г. Логинов Башнефть - 153 с.

24. Логинов Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин /Б. Г. Логинов, Л. Г. Малышев, Ш.С.Галифуллин с. 215.

25. Махмудбеков Э.А. Новое в технике и технологии добычи нефти /Э. А. Махмудбеков, В.Н. Шаров — недра 1972, 152 с.

26. Меркулов A.A. Комбинированное воздействие на продуктивные коллекторы месторождения «Белый Тигр» /А.А Меркулов, С.С Назин, Ю.Г Улунцев, K.M. Лой Нефтяное хозяйство 10 - 2000., с. 89 - 91.

27. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа /А. X. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова Нефра 1977. - 225 с.

28. Новая уточненная технологическая схема разработки и устройства месторождения «Белый Тигр»; НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 2003. 1250 с.

29. Отчет исследования физико-гидродинамических характеристик нефтяных коллекторов, процессов извлечения из них нефти и способов повышения нефтеодачи этап 5.2 Вунгтау, 1994. - 2003 78 с.

30. ОЧЕТ НИР-III.9. Физико-химичские и биологические исследования пластовых и нагнетательных вод и процессы их взаимодействия на месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» за 2000г /Вунгтау 12 2005г. 182 с.

31. ОЧЕТ НИР-1У.З. Анализ, совершенствование и внедрение методов воздействия на призабойную зону и увеличения производительности скважин в условиях месторождений /НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 2006г. 154 с.

32. Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов /М.Н. Персиянцев, М.М. Кабиров, Л.Е. Левченкова Оренбург 1999. - 224 стр.

33. РД 66 руководящий нормативный документ: кислотные составы и технология их применения для увеличения продуктивности (приемистости) скважин месторождения /СП «Вьетсовпетро», 2001. - с. 65 — 68.

34. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти /М.К.Рогачев Уфа 1999, - 74с.

35. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов /М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева Уфа 2000. - 85 с.

36. Совершенствование техники и технологии добычи нефти, методов интенсификации и закачки воды на месторождениях СП «Ветсовпетро»»; НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 1998-2006 г.

37. Томпсон М. Дж. Борьба с коррозией под воздействием диоксида углерода в газлифтных скважинах /М. Дж.Томпсон Нефть, газа и нефтехимия за рубежом № 9 - 1992., - с. 16 - 18.

38. Фунг Ван Хай Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев /журнал «Нефтяное хозяйство». Москва, Август, 2008-С. 88-89.

39. Фунг Ван Хай. Исследования по определению способности ингибирования коррозии кислотного состава /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев /59-я науч. техн. конф. студ., аспир. и мол. ученых: сб. тез. докл. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.-С. 27.

40. Фунг Ван Хай. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев, Нгуен Хыу Нян, Тю Ван Лыонг, Нгуен Ван Ту -«Башкирский Химический Журнал» 6 -2008.

41. Фунг Ван Хай. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А.

42. Шамаев /58-я науч. техн. конф. студ., аспир. и мол. ученых: сб. тез. докл. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 27.

43. Фунг Ван Хай. Разработка и выбор оптимальных составов глинокислотных растворов для обработки призабойной зоны пласта залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев Нефтегазовое дело - 6 - 2008.

44. Хоанг Динь Тиен. Гидрогеологические условие месторождения «Белый Тигр» /Тиен Хоанг Динь, Нгуен Тхуи Куинь, Сбрник научных докладов посвященных 15 ию создания СП Госудаственное научно-технтческое издательство. 2003. - 82 с.

45. Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти /Н. И. Хисамутдинов — М. — 1983. 312с.

46. ASTM D92 (Chop chày côc her, ASTM D445 (Во nhot 100°C) , ASTM Dl298 (Tytrong).

47. ASTM G 111-97. Standard Guide for Corrosion Tests in High Temperature or High Pressure Environment, or Both.

48. ASTM G 31-72 (Reapproved 2004) Standard Practice for Laboratory Immersion Corrosion Testing of Metals.

49. ASTM Gl-03 Standard Practice for Preparing, Cleaning, and Evaluating Corrosion Test Specimens.

50. Bassett R.L. Production Improvement from Increased Permeability Using Engineered Biochemical /R.L. Bassett, Secondary Recovery Methodology in Marginal Wells of the East Texas Field, April, 2004, p. 14 17.

51. Cao My Lai. Phan tich cac qua trinh lam xau trang thai vung can day * ' *gieng de co ca so lua chon cong nghe phu hop tang san luang khai thac dau mo Bach H6 /Cao My Lai, Nguyln Van Kim XNLD Vietsov, 10 - 2002. - 25 trang.

52. Chen M. A. Pore-Network Study of the Mechanisms of Foam Generation /M. Chen, Y. C. Yortsos, W. R. Rossen SPE 90939 - 20 p.

53. Chike Uchendu. Acid Blend Provides Economic Single Step Matrix Acidizing Success for Fines and Organic Damage Removal in Sandstone Reservoirs /Chike Uchendu SPE 90798, 11 p.

54. Civan F. Effect of Clay Swelling and Fines Migration on Formation Permeability /F. Civan SPE Productions Operation Mart - 1987. p. 8 - 10.

55. Coulter G. R. EDTA Removes Formation Damage at Prudhoe Bay /G. R Coulter, W. E. Kline, paper SPE presented at the 57th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE held in New Orleans, LA, Sep, 1982. p. 25-27.

56. Crowe W. Precipitation of hydrated silica from spent hydrofluoric acid /W. Crowe SPE, Dowell Schlumberger, Nov. 1986. - p. 15 - 19.

57. Curtis Crowe. Trend in Matris Acidizing /Crowe Curtis, Tulsa Oklahoma, USA., Jacques Masmontei., Eric Touboul, France, October 1992, p. 32 - 35.

58. David Allema Use of Viscoelastic Surfactant-Based Diverting Agents for Acid Stimulation /Allema David SPE 90062, September 2004. - 10 p.

59. Di Lullo G. A. New Acid for True Stimulation of Sandstone Reservoirs /G. Di Lullo, P. Rae.- SPE International 6th Asia Pacific Oil and Gas Conference, Adelaide, Oct. 1996. p. 28 -31.

60. Duong Danh Lam. Banh gia hieu qua cua nhung phuong phap xu ly vung can day gieng tai mo Bach Ho giai cloan 1988-2001 /Buong Banh Lam., Vung Tau, 9 -2002. 18 c.

61. Buong Banh Lam. The improvement of bottom-hole treatment technology in the wells of white tiger basement reservoir/Lam Buong Banh, Ivanov N. A. Nguyen Quoc Bung International conference 2006. - 24 p.

62. Frenier W. W. Hydroxyaminocarboxylic Acids Produce Superior Formulations for Matrix Stimulation of Carbonates at High Temperatures /W. W. Frenier, C. N. Fredd and F. Chang SPE 71696, p. 31 - 34.

63. Garfield G. New One-Trip Sand Control Completion System That Eliminates Formation Bamage Resulting From Conventional Perforating and Gravel Packing Operations /G. Garfield, O. Backer, SPE 96660, Texas, USA, October 2005. -p. 9 - 12.

64. Gdannski R. A1C13 retards HF acid for more effective stimulations /R. Gdannski Halliburton Services, Oct. 1985, p. 24 - 26.

65. Gdanski R. B. Fluosillicate Solubilities Affect HF Acid Compositions /R.B. Gdanski SPE Production and Facilities, November 1994. - p 27 - 19.

66. Gdanski Rick. Modeling Acid Returns Profiles After HF Acidizing Treatment/Rick Gdanski SPE 65035, February 2001. - p. 13-15.

67. Gray B. H. Formation Bamage in Sandstones Caused by Clay Bispersion and Migration /D. H. Gray, R.W Rex, New York, 1966, p. 355-366.

68. Harris O. E. High-Concentration Hydrochloric Acid Aids Stimulation Results in Carbonate Formations /O.E. Harris, A.W. Coulter //Tulsa, Okla. JPT , Oct. 1966.-p. 15-18.

69. Introdution to Stimulation. Schlumberger, 1986. 168 p.

70. Karagten J. Atlas of Metall Ligand Equilibria in Aqueous Solution /J. Karagten, John Wiley, New York City(1978) 284-342.

71. Klotz J. A. Effect of Perforation Damage on Well Productivity /J. A. Klotz, R. F. Kruger, D. S. Pye JPT 1974. - p. 12 - 14.

72. Lund K. Predicting the Flow and Reaction of HCl/HF /K. Lund, H. S. Fogler Society of Petroleum Engineer Journal, Oct. 1976. 34 p.

73. Mario Germino. The Keys to Successfully Acidizing Horizontal Injection Wells in the Marlim Sul Field /Mario Germino, Ferreira Da Silva SPE 90158, September 2004. 5 p.

74. Mark P. A. Description of Chemical precipitation mecha-nisms and their role in formation damage during stimulation by hydrofluoric acid. /P. Mark Walsh, Larry W. Lake, Robert S. Schechter //SPE U. of Texas, Sep. 1982. p. 65 - 71.

75. Martin A. N. New HF Acid System Produces Significant Benefits in Nigerian Sandstones /A. N. Martin, K.L Smith., SPE SPE 38595, 1997 - p. 41 - 43.

76. Martin A. N. Stimulating Sandstone Fomations with Non-HF Treatment Systems /A.N Martin Texas, USA., September 2004. - p. 26 - 29.

77. Mcleod H. O. Matrix acidizing /H. O. Mcleod JPT Dec. 1984. p. 42 -44.

78. Meyers K. O. Conrol of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska by Inhibitor Squeeze Teatment /K. O. Meyers, H.L. Skilman, G.D Herring.- Copyright 1985 Society of Petrolium Enginers, 1996. p. 42-46.

79. Michael M. Chelating Agents in Sour Well Acidizing: Methodology or Mythology /M. Michael, Brezinski SPE 54721 1999. - p. 51 - 53.

80. Moore E. W. Fornmation, Effect and Prevention of Asphaltene Sludges During Stimulation Treatments //E. W. Moore, C. W. Crowe, A. R. Hendickson, -SPE 1168, Production Operation J., Ceptember, 1965, p. 34-37.

81. Morgenthaler L. N. Formation Damage Tests of High Density Brine Completion Fluids IL. N. Morgenthaler, N. Mungan SPE 432436, Nov. 1986. - p. 31-34.

82. Mueck T. W. Fomation Fines and Factors Controlling Their Movment in Porous Media IT. W. Mueck JPT 1979. - 81 p.

83. Nasr-EI-Din H. A. A Novel. Technique to Acidize Horizontal Wells with Extended Reach /H. A. Nasr-EI-Din, N. S. Al-Habib; Saudi Aramco; M. Jemmali, A. Lahmadi, and M. Samuel, Schlumberger SPE 90385, 10 p.

84. Nasr-EI-Din H. A. Aluminum Scaling and Formation Damage Caused by Regular Mud-Acid Treatment /H.A. Nasr-EI-Din, SPE, J.A. Hopkins, T. Wilkinson -SPE, Halliburton Energy Services, March 1998. p. 24 - 27.r

85. Nguyên Van Kim. Lira chon công nghê xû ly vùng can day giêng à mô Bach Hô /Nguyên Van Kim, Trinh Hûu Tuân, Lê Phuac Hâo, Hoàng Trong Quang: TP.HCM, 10-2005. 19 trang.

86. Nguyên Van Tir Công nghê trên vong sân suât nhiên lieu ôtô dâm bâo tinh môi trucmg tôt trong diêu kiên Viêt Nam /Tu Nguyên Vân, Phùng Van Hâi, A.F.1. M >

87. Akhmetov, Nguyên Thi Minh Hiên Petrovietnam - 2- 2008.

88. Olav M. Organic Acid System for Improved CaC03 Removal in Horizontal Openhole Wells at the Heidrun Field /M. Olav, Selle, M.S. Rex Wat, Haavard Nasvik, Statoil; Amare Mebratu SPE 90359 - 16 p.

89. Perthuis H. Fluid Selection Guide for Matrix Treatment /H. Perthuis, R. Thmas USA, Dowell Schlumberger, 1991, p. 62-65.

90. Phil Rae. Matrix Acid /Stimulation, Gino di Lullo //BJ Services Co.- SPE 82260, 2003. -72p.

91. Philip Franklin. Petroleum Handbook /Philip Franklin, Barb row L. E.920 p.

92. Phung Binh Thirc. Mot so giai phap cong nghe va ky thuat gop phan nangr r ^ > ncao san lirgng gieng dau va he so thu hoi dau mo Bach Ho /Phung Dinh Thu'c H, Vung Tiu, 9 2002. - 12 c.

93. Phung Van Hai. Xu hirang hoan thien thanh phan dung dich axit trong dieu kien via cat ket mo Bach Ho/Hai Phung Van, G. A. Samaev Petrovietnam — 5 -2008. p. 33 - 36

94. Reed M. G. Formation Permeability Damage by Alteration and Carbonate Dissolution M. G. Reed JPT 1977. - 25 p.

95. Roland F. An. Overview of For- mation Damage and Well Productivity in Oilfield Operation /F. Roland, Krueger SPE, 1986. - 125 - 128.

96. Ross D. HV: HF Acid Treatments, Proven Successful in South America /D. Ross, G. Di. Lullo BJ Services, October 1998. - p. 5-8.

97. Scheuerman R. F. Regulated HF Acid For Sandstone Acidizing to 550 OF/R. F. Scheuerman SPE Production Engineering, Feb. 1988. - p. 14 - 16.

98. Schlumberger book 1996 /September 27 USA, 1996 272 p.

99. Shaughnessy C. M. Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices /C. M. Shaughnessy, K.R.Kunze, JPT, July 1981. p. 28 - 22.

100. Shuchart C. E. Improved Success in Acid Stimulation with a New Organic HF System /C. E. Shuchart, R.D. Gdanski SPE 3690 p. 7 - 11.

101. Sim S.S.K. Asphaltene Induced Formation Damage: Effect of Asphaltene Particle Size and Core Permeability /S.S.K. Sim, K. Okatsu, D. Fisher, SPE 95515, October 2005.-p. 9- 12.

102. Smith C. F. Hydroflouric Acid Stimulation of Sandstone Reservoirs /C. F. Smith, A.R Hendrickson.- Dowell Div. of Dow chemical Co, February 1965. — p. 45 -49.

103. Thomas R. L. Maxtrix Treament Employs New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formations /R. L. Thomas, C.W. Crowe, JPT, July 1981.-p. 18-21.* r \ r \ 7 *

104. Trân Lê Dông. Tinh bât dông nhât cüa câc tâng sân phâm trong dâ trâmt y \ \ \ rtich mô Bach Hô và khâ näng thu hôi dâu /, Trân Vän Hôi, Pham Tuân Düng, Phùng Däc Hâi XNLD Vietsovpetro, Vüng Tâu, 9-2002. p. 24 - 32.

105. Tuedor E. F. A Breakthrough Fluid Technology in Stimulation of Sandstone Reservoirs, E. F. Tuedor, Xiao Z., Fuller M.J., Fu D., G. Salamat G., Davies S.N. and B. Lecerf SPE 98314, p. 23 - 25.

106. Vaidya R. N. Fines Migration and Formation Damage: Influence of pH and Ion Exchange /R. N. Vaidya, H.S. Fogler SPE 19413, Feb. 1990. - p. 22-23.

107. Vaidya R. N. Formation Damage due to Colloidally Induced Fines Migration /R. N Vaidya. and H.S Fogler Colloid and Surfaces 50, 1990. - p.215-229.f F

108. Vo Dinh Huy. Nâng cao hiêu quâ bâo vê thép cüa chât üc chê än mon1. F \ Ftrong xù ly axit giêng khai thâc dâu khi à môi truemg nhiêt dô cao, âp suât cao /Vor

109. Dinh Huy, V. L Vozzova., Pham Thi Häng Phu lue Tap chi Dâu khi sô 1 - 1998. trang 13 - 16.

110. Williams B. B. Hydroflouric Acid Reaction with Sandstone Formation /B. B Williams JPT February 1975. - p. 52 - 55.

111. Wojtanowice A.K. Study on the Effect of Pore Blocking Mechanism on Formation Damage /A.K.Wojtanowice, Z. Krilov, J.P. Langlinais SPE 16233, Mar. 1987.-p. 8- 10.и

112. Оптические исследования шлифов пород нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

113. Фото шлифа 1 -БТ- 14-3695,45 м

114. Обломки кварца, кварцита, полевого шпата (серое разных оттенков) среди кальцитового цемента (цветное) пойкилитовой структуры.

115. Фото шлифа 1 -БТ 36-3571,5 м

116. Обломки кварца, микрокварцита, полевого шпата (серое). В центре изогнутая буроватая чешуйка укрупненного пере кристалл изо ванного хлорита.и

117. Программа лабораторного испытания композиционных кислотных составов на тему «Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»1. Цель испытаний

118. Оценка эффективности технологии повышения коэффициентов проницаемости на модели пласта залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» путем кислотных обработок пластов. Технология разработана и предложена аспирантом (УГНТУ).2. Механизм действия

119. Определение свойств кислотного состава и тестирование кислотной обработки керна проводится по утвержденной руководством НИПИморнефтегаз программе.у- оценку коэффициента восстановления проницаемости образца керна после кислотной обработки.

120. Методика лабораторных испытаний

121. Тестовые испытания проводятся при пластовых условиях: температура Т = 130 °С, поровое давление Рпор=10 МПа, давление обжима Робж=13 МПа.

122. Оборудование для лабораторных испытаний:1. Весы аналитические;

123. Весы технические с точностью 0,01 г;

124. Мешалка пропеллерная механическая;

125. Стаканы мерные У=0,5-1л; пропуск пипетки 1-5 мл;

126. Установка для исследования фильтрации на кернах;

127. Высокотемпературные пробирки (I = 120°С, Р = 0,5 МПа);

128. Высокотемпературный вискозиметр;

129. Аппарат Закса и аппарат Сокслетта.

130. Результаты опыта по оценке степени восстановления проницаемости для добывающих скважин на модели пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»1. Номер опыта: 11. БТ-42 11-2-104//17,5453576,7 25,7 180,775

131. Дата проведения опыта: 30/06-04/07/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

132. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

133. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

134. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

135. Вязкостьнефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

136. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

137. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть уа 60% кислотный состав (10% НС1 + 2% I IГ + 5% СНЗСООН + \VHT-8255 (2,5%) + >УСЬ-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% СЗН12Ы09Р2).

138. Модель высокоминерализованного раствора: (РеС13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Ыа2СОЗ 2,5 г/л, и ЫаОН 1,5 г/л)

139. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

140. Начальная проницаемость образца по нефти, к):

141. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,280 0,0324150 0,410 0,0332200 0,580 0,03131. Средняя 0,0323

142. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, к:1. Расход, мл/час 30 40 50

143. Перепад давления АР, МПа 0,390 0,580 0,7101. Средняя

144. Проницаемость. к2, мкм2 0,0070 0,0063 0,0064 0,0065

145. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, к3:

146. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа к3, мкм250 0,380 12,080 0,630 11,5120 0,850 12,81. Средняя 12,1к = кз/(к!+к2)/2. = 0,621. Номер опыта: 21. БТ- 16 11-3-108//17,3153577,55 25,4 17,9 1,572

147. Дата проведения опыта: 07-11/07/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

148. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

149. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

150. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

151. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

152. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

153. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть va 60% кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WIIT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

154. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5г/л)

155. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальте нов,смол)1. Результаты опыта:

156. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,090 0,0978150 0,140 0,0943200 0,193 0,09121. Средняя 0,0945

157. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, кг

158. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кг, мкм220 0,170 0,010440 0,370 0,009560 0,540 0,00981. Средняя 0,0099

159. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, кз:

160. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кз, мкм250 0,100 0,0440100 0,210 0,0419150 0,350 0,03771. Средняя 0,0412к = кз/(к,+к2)/2. = 0,791. Ж""1. Номер опыта 31. БТ 16 10-3-96//36,4453574,15 25,7 180,137

161. Дата проведения опыта: 14-18/07/2008 Характеристики образца керна:

162. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

163. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

164. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

165. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

166. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

167. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

168. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть vä 60% кислотный состав (10% HCl + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-12I2 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

169. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5 г/л)

170. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

171. Начальная проницаемость образца по нефти, кь

172. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа ki, мкм230 0,185 0,012640 0,300 0,010350 0,410 0,00951. Средняя 0,0108

173. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, к2

174. Расход, мл/час Перепад давления АР, МПа Проницаемость, кг, мкм22 1,500 0,0001

175. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, кз:

176. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость. к3, мкм210 0,170 0,004620 0,560 0,004230 0,710 0,00441. Средняя 0,0044lfv(s>

177. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТА ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ДЛЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МОДЕЛИ ПЛАСТА НИЖНЕГО ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» (КИСЛОТНАЯ СОСТАВ1. ВЬЕТСОВПЕТРО»)1. Номер опыта 41. БТ- 16 10-2-8 7//56,4553573,225,7190,271

178. Дата проведения опыта: 21-25/07/2008 Характеристики образца керна:

179. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

180. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

181. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

182. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

183. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

184. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

185. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть va 60% кислотный состав (12% НС1 + 3% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

186. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5 г/л)

187. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

188. Начальная проницаемость образца по нефти, К.:

189. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость, кь мкм230 0,410 0,005740 0,500 0,006250 0,650 0,00601. Средняя 0,0060

190. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раство

191. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость, кг, мкм210 0,410 0,001920 0,845 0,001830 1,680 0,00141. Средняя 0,0017

192. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, к-;:

193. Расход, мл/час Перепад давления ' ДР, МПа Проницаемость, кч, мкм210 0,375 0,002120 0,710 0,002230 1,150 0,00201. Средняя 0,00211. Номер опыта 51. БТ 17 10-2-87//16,1253573,3 32,4 19,7 0,694

194. Дата проведения опыта: 28-31/07/2008 Характеристики образца керна:

195. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

196. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

197. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

198. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

199. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

200. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

201. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)1. Результаты опыта:

202. Начальная проницаемость образца по воде, кь

203. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/чае АР, МПа кь мкм2100 0,104 0,0183150 0,156 0,0183200 0,210 0,01821. Средняя 0,0183

204. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, кг

205. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час АР, МПа кг, мкм220 0,210 0,001840 0,430 0,001860 0,650 0,00181. Средняя 0,0018

206. Проницаемость по воде после обработки кислотой, кз:

207. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час АР, МПа кз, мкм2100 0,090 0,0212150 0,155 0,0184200 0,230 0,01661. Средняя 0,01874.1. БТ-23 11-1-99//26,9553575,7 36,3 17,7 0,234

208. Дата проведения опыта: 05-08/08/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

209. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

210. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

211. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

212. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

213. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

214. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)

215. Результаты опыта: 1. Начальная проницаемость образца по воде, ki:

216. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,340 0,0064150 0,540 0,0060200 0,750 0,00581. Средняя 0,0061

217. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, кг

218. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кг, мкм2100 0,548 0,0040150 0,870 0,0037200 1,210 0,00361. Средняя 0,0038

219. Проницаемость по воде после обработки кислотой, к3:

220. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кч, мкм250 0,200 0,005480 0,320 0,0054120 0,530 0,00491. Средняя 0,00521. Ш.

221. Дата проведения опыта: 11-14/08/2008

222. Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

223. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

224. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв.1. Температура, ОС1. Пластовое давление, МПа1. Давление обжима, МПа

225. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с

226. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с1. Номер опыта 71. БТ- 16 10-3-85//26,2753572,85 47,3 16,5 0,057

227. МСП2 + 20% керосина 130 10 13 0,881 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

228. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)1. Результаты опыта:

229. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм210 0,230 0,0008515 0,390 0,0007520 0,530 0,000741. Средняя 0,00078

230. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, к;1. Расход, мл/час1. Перепад давления АР, МПа1. Проницаемость. к2, мкм20,3400,000290,5200,00026100,8000,000241. Средняя0,00026

231. Проницаемость по воде после обработки кислотой, к3:

232. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кд, мкм25 0,080 0,0012210 0,210 0,0009315 0,290 0,001011. Средняя 0,00105