Исследование соляно-кислотных составов
Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
Эффективность обработки призабойной зоны скважины (ПЗС) напрямую зависит от кислотного состава, который подбирают исходя из геолого-физической характеристики объекта обработки с учетом технологических характеристик самой кислотной композиции. В настоящее время наряду с обычными кислотными составами активно применяются модифицированные композиции, в том числе эмульсионного типа. Кислотные углеводородсодержащие эмульсии обладают рядом преимуществ, обеспечивающих повышение эффективности обработки ПЗС. В данной работе представлены результаты исследования основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и приведена их сравнительная оценка.
Введение
Загрязнение призабойной зоны скважины (ПЗС) различными веществами является неизбежным процессом, возникающим в результате изменения термобарических условий в залежи и выпадения солей из пластовых вод, продуктов коррозии, органических отложений и других кольматантов [1]. В результате этого наблюдается значительное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств ПЗС, а также снижение эффективности работы скважин. Как правило, в настоящее время для улучшения проницаемости наиболее часто производят обработку ПЗС различными кислотными композициями, среди которых наибольшее распространение получили соляно-кислотная и глинокислотная [2–3].
В определенных условиях такие составы могут быть эффективными, однако опыт их применения показал также наличие ряда недостатков, которые способствуют снижению эффективности обработки [4]. С целью повышения эффективности кислотных обработок ведутся активные разработки модифицированных кислотных составов (КС), которые содержат специальные добавки, нивелирующие недостатки обычных КС [4–6]. Среди таких составов можно выделить
«самоотклоняющие» композиции, составы мицеллярного, эмульсионного типов и другие. Например, кислотные эмульсии могут содержать в составе углеводородный растворитель, что способствует повышению эффективности обработок ПЗС с отложениями асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) [7]. Исследование свойств кислотных углеводородсодержащих эмульсий вызывает интерес у многих ученых, однако большинство работ посвящено изучению характеристик эмульсий обратного типа [8–14]. Стоит отметить, что эмульсии прямого типа также достойны особого внимания.
Эффективность кислотной обработки напрямую связана с выбором состава для закачки. С точки зрения выбора оптимальной кислотной композиции необходимо учитывать такие параметры, как реологические и дисперсные свойства состава, его стабильность в пластовых условиях, а также основные технологические характеристики, среди которых следует выделить коррозионную агрессивность, совместимость с пластовыми флюидами и скорость реакции с карбонатами. Основной целью представленной работы является исследование и сравнение основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различных типов, а именно: обычного соляно-кислотного состава (СКС) и кислотной углеводородной эмульсии прямого типа и обратного типа.
«самоотклоняющие» композиции, составы мицеллярного, эмульсионного типов и другие. Например, кислотные эмульсии могут содержать в составе углеводородный растворитель, что способствует повышению эффективности обработок ПЗС с отложениями асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) [7]. Исследование свойств кислотных углеводородсодержащих эмульсий вызывает интерес у многих ученых, однако большинство работ посвящено изучению характеристик эмульсий обратного типа [8–14]. Стоит отметить, что эмульсии прямого типа также достойны особого внимания.
Эффективность кислотной обработки напрямую связана с выбором состава для закачки. С точки зрения выбора оптимальной кислотной композиции необходимо учитывать такие параметры, как реологические и дисперсные свойства состава, его стабильность в пластовых условиях, а также основные технологические характеристики, среди которых следует выделить коррозионную агрессивность, совместимость с пластовыми флюидами и скорость реакции с карбонатами. Основной целью представленной работы является исследование и сравнение основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различных типов, а именно: обычного соляно-кислотного состава (СКС) и кислотной углеводородной эмульсии прямого типа и обратного типа.
Объекты и методы исследования
Получение кислотных углеводородсодержащих эмульсий осуществлялось с помощью механической мешалки пропеллерного типа. Для их приготовления были использованы следующие компоненты: концентрированная соляная кислота по ГОСТ 3118-77, углеводородный растворитель — толуол марки ХЧ по ГОСТ 5789-78, неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) — Неонолы по ТУ 2483-077-05766801-98 с различной степенью оксиэтилирования, анионное ПАВ.
Прямые эмульсии готовили в следующей последовательности: необходимые количества соляной кислоты и ПАВ перемешивали в колбе до однородной консистенции, затем в смесь постепенно вводили УВ растворитель при перемешивании состава в механической мешалке со скоростью 700 об/мин. Время перемешивания в среднем составляло 30 мин.
Обратные эмульсии готовили аналогичным образом, с изменением последовательности добавления компонентов: в колбе смешивали растворитель и ПАВ, затем при перемешивании механической мешалкой добавляли соляно-кислотный раствор до получения стабильной эмульсии.
Обычный СКС получали добавлением в водный раствор соляной кислоты ПАВ.
Вязкость составов определяли с помощью реометра MCR 52 Anton Paаr при заданных параметрах скорости сдвига и температуры.
Дисперсные характеристики исследовали при помощи цифрового микроскопа и специального ПО Altami Studio.
Основные технологические характеристики составов исследовали по методическим указаниям ПАО НК «Роснефть» [15].
Растворяющую способность по отношению к АСПО изучали по потере массы отложений АСПО парафинового типа статическим методом корзинок.
Коррозионную активность кислотных композиций оценивали по потере массы стальных пластин, погруженных в состав.
Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом вязкой нефти месторождения Самарской области и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш.
Скорость взаимодействия кислотных композиций с карбонатами исследовали по потере массы мраморных кубиков, погруженных в состав, путем дальнейших вычислений скорости растворения мрамора.
Обратные эмульсии готовили аналогичным образом, с изменением последовательности добавления компонентов: в колбе смешивали растворитель и ПАВ, затем при перемешивании механической мешалкой добавляли соляно-кислотный раствор до получения стабильной эмульсии.
Обычный СКС получали добавлением в водный раствор соляной кислоты ПАВ.
Вязкость составов определяли с помощью реометра MCR 52 Anton Paаr при заданных параметрах скорости сдвига и температуры.
Дисперсные характеристики исследовали при помощи цифрового микроскопа и специального ПО Altami Studio.
Основные технологические характеристики составов исследовали по методическим указаниям ПАО НК «Роснефть» [15].
Растворяющую способность по отношению к АСПО изучали по потере массы отложений АСПО парафинового типа статическим методом корзинок.
Коррозионную активность кислотных композиций оценивали по потере массы стальных пластин, погруженных в состав.
Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом вязкой нефти месторождения Самарской области и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш.
Скорость взаимодействия кислотных композиций с карбонатами исследовали по потере массы мраморных кубиков, погруженных в состав, путем дальнейших вычислений скорости растворения мрамора.
Результаты исследований и обсуждение
В ходе получения стабильных кислотных составов были приготовлены композиции с различным содержанием компонентов. Было выявлено, что получение стабильных эмульсий обратного типа ограничено более узким диапазоном концентраций ПАВ и растворителя. Исследования реологических и дисперсных свойств обратных эмульсий рассмотрены во многих научных трудах, в данной работе проведены исследования по изучению этих свойств для прямых эмульсий (таб. 1).
Таб. 2. Сравнительная характеристика технологических свойств КС
Эмульсии, не разрушающиеся в течение 24 часов после приготовления, считались стабильными. Эти образцы были подвергнуты дальнейшим исследованиям.
Для прямых эмульсий средние диаметры капель дисперсной фазы зависят от концентрации ПАВ: с ростом содержания ПАВ диаметры сначала уменьшаются, затем, достигнув минимального значения, вновь начинают возрастать (таб. 1). При этом увеличение концентрации кислоты способствует росту диаметров капель.
Анализ значений динамической вязкости показывает, что рост концентраций ПАВ и растворителя способствует увеличению вязкости прямых эмульсий.
Для обратных эмульсий выявлена не менее интересная особенность: при добавлении воды в состав вязкость эмульсии резко возрастает, что придает ей так называемую самоотклоняющую способность. Это способствует блокировке водонасыщенных интервалов в ПЗС и отклонению новых порций состава вглубь пласта, обеспечивая обработку удаленной от ПЗС зоны.
Таким образом, существует возможность получения кислотных эмульсий с широким диапазоном вязкостных характеристик для выбора оптимального состава в зависимости от геолого-физических характеристик объекта воздействия.
На следующем этапе работ была исследована растворяющая способность кислотных систем по отношению к АСПО парафинового типа.
В результате взвешивания образцов АСПО после выдержки их в кислотных составах было выявлено, что максимальная потеря массы отложений для эмульсий прямого типа составила 38 %, это значение ниже, чем для толуола в чистом виде (48 %), однако можно сделать вывод об эффективности прямых эмульсий в отношении растворения отложений АСПО.
Обратные эмульсии показали низкую растворяющую способность по отношению к АСПО.
Важной характеристикой КС является коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию. Скорость коррозии определяли путем погружения в составы стальных пластинок и оценки потери их массы. Тестирование проводили для обычного СКС, прямой эмульсии и двух образцов обратной эмульсии в отсутствие ингибитора коррозии (рис. 1).
Скорость коррозии для эмульсионных составов ниже, чем для СКС. Минимальное значение скорости коррозии характерно для обратных эмульсий, оно составило
4,79 г/(м2*час), что в 2 раза меньше значения для СКС (9,7 г/(м2*час)) (рис. 1).
Для прямых эмульсий средние диаметры капель дисперсной фазы зависят от концентрации ПАВ: с ростом содержания ПАВ диаметры сначала уменьшаются, затем, достигнув минимального значения, вновь начинают возрастать (таб. 1). При этом увеличение концентрации кислоты способствует росту диаметров капель.
Анализ значений динамической вязкости показывает, что рост концентраций ПАВ и растворителя способствует увеличению вязкости прямых эмульсий.
Для обратных эмульсий выявлена не менее интересная особенность: при добавлении воды в состав вязкость эмульсии резко возрастает, что придает ей так называемую самоотклоняющую способность. Это способствует блокировке водонасыщенных интервалов в ПЗС и отклонению новых порций состава вглубь пласта, обеспечивая обработку удаленной от ПЗС зоны.
Таким образом, существует возможность получения кислотных эмульсий с широким диапазоном вязкостных характеристик для выбора оптимального состава в зависимости от геолого-физических характеристик объекта воздействия.
На следующем этапе работ была исследована растворяющая способность кислотных систем по отношению к АСПО парафинового типа.
В результате взвешивания образцов АСПО после выдержки их в кислотных составах было выявлено, что максимальная потеря массы отложений для эмульсий прямого типа составила 38 %, это значение ниже, чем для толуола в чистом виде (48 %), однако можно сделать вывод об эффективности прямых эмульсий в отношении растворения отложений АСПО.
Обратные эмульсии показали низкую растворяющую способность по отношению к АСПО.
Важной характеристикой КС является коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию. Скорость коррозии определяли путем погружения в составы стальных пластинок и оценки потери их массы. Тестирование проводили для обычного СКС, прямой эмульсии и двух образцов обратной эмульсии в отсутствие ингибитора коррозии (рис. 1).
Скорость коррозии для эмульсионных составов ниже, чем для СКС. Минимальное значение скорости коррозии характерно для обратных эмульсий, оно составило
4,79 г/(м2*час), что в 2 раза меньше значения для СКС (9,7 г/(м2*час)) (рис. 1).
Рис. 1. Скорость коррозии стальных пластин для составов различного типа
Еще одной важной характеристикой является совместимость КС с нефтью. В данной работе был проведен тест на совместимость СКС, прямой эмульсии и обратной эмульсии с образцом высоковязкой водонефтяной эмульсии (ВНЭ) месторождения Самарской области. В ходе исследования КС смешивали с ВНЭ, оставляли смесь на 30 мин, после чего фильтровали ее через сито ячейкой 100 меш (рис. 2).
Рис. 2. Совместимость кислотных составов различного типа с водонефтяной эмульсией
При добавлении ВНЭ в СКС смесь потеряла подвижность без возможности фильтрации через сито. Вязкость смеси составила 1896,5 мПа*с при скорости сдвига 100 с-1, состав несовместим с нефтью. Смеси кислотных эмульсий с ВНЭ показали хорошую совместимость, легко фильтруясь через сито без осадков. Вязкость ВНЭ с обратной эмульсией составила 124,5 мПа*с. Минимальная вязкость характерна для смеси прямой эмульсии с ВНЭ, она составила 1,4 мПа*с. Таким образом, эмульсионные составы не только хорошо совместимы с данным образцом нефти, но и перспективны в отношении обработки залежей высоковязкой нефти (ВВН).
Для всех типов составов была определена скорость реакции с мрамором. В ходе исследования в составы погружали мраморные кубики, через определенные промежутки времени кубики доставали и определяли потерю массы мрамора. Также было определено время полной нейтрализации составов (рис. 3).
Наибольшей скоростью реакции с мрамором обладает обычный соляно-кислотный состав, при этом максимальная скорость проявляется в начальный момент времени (рис. 3). Уже через 3,5 часа СКС оказывается полностью нейтрализован. Эмульсионные составы обладают замедленным действием.
Прямая эмульсия обладает меньшей скоростью реакции с карбонатами, с течением времени скорость уменьшается. Состав полностью нейтрализуется через 6,5 часа.
Обратная эмульсия 1 в начальный момент времени практически не реагировала с мрамором, скорость постепенно росла по мере высвобождения кислоты, которая составляет внутреннюю фазу эмульсии (рис. 3). Однако данный образец начал разрушаться и скорость реакции в определенный момент резко возросла, обеспечивая полную нейтрализацию состава также в течение 6,5 часа.
Для сравнения исследованию был подвергнут образец обратной эмульсии 2, который содержал другую пропорцию смеси ПАВ (рис. 3). Данная эмульсия не подверглась разрушению и реагировала с мрамором при очень низкой скорости до полной нейтрализации более 2 суток.
Для всех типов составов была определена скорость реакции с мрамором. В ходе исследования в составы погружали мраморные кубики, через определенные промежутки времени кубики доставали и определяли потерю массы мрамора. Также было определено время полной нейтрализации составов (рис. 3).
Наибольшей скоростью реакции с мрамором обладает обычный соляно-кислотный состав, при этом максимальная скорость проявляется в начальный момент времени (рис. 3). Уже через 3,5 часа СКС оказывается полностью нейтрализован. Эмульсионные составы обладают замедленным действием.
Прямая эмульсия обладает меньшей скоростью реакции с карбонатами, с течением времени скорость уменьшается. Состав полностью нейтрализуется через 6,5 часа.
Обратная эмульсия 1 в начальный момент времени практически не реагировала с мрамором, скорость постепенно росла по мере высвобождения кислоты, которая составляет внутреннюю фазу эмульсии (рис. 3). Однако данный образец начал разрушаться и скорость реакции в определенный момент резко возросла, обеспечивая полную нейтрализацию состава также в течение 6,5 часа.
Для сравнения исследованию был подвергнут образец обратной эмульсии 2, который содержал другую пропорцию смеси ПАВ (рис. 3). Данная эмульсия не подверглась разрушению и реагировала с мрамором при очень низкой скорости до полной нейтрализации более 2 суток.
Рис. 3. Скорость растворения мраморных кубиков кислотными составами различного типа
Таким образом, эмульсионные составы как прямого, так и обратного типов обладают пониженной скоростью реакции с карбонатами. При этом выявлена возможность приготовления обратных эмульсий с контролируемым временем распада, обеспечивая регулирование времени реакции состава с породой.
Таб. 2. Сравнительная характеристика технологических свойств КС
ИТОГИ
Таким образом, в результате исследований были выявлены основные технологические характеристики обычных СКС в сравнении с характеристиками прямых и обратных эмульсий. Выявленные преимущества и недостатки обеспечивают возможность адресного подбора оптимального кислотного состава с необходимыми характеристиками под конкретные условия объекта разработки в условиях карбонатного коллектора.
ВЫВОДЫ
В результате исследований основных технологических характеристик кислотных составов различных типов было выявлено, что композиции эмульсионного типа обладают повышенной эффективностью по сравнению с обычным СКС по многим параметрам (таб. 2).
Обычный СКС значительно уступает эмульсионным составам по многих характеристикам (таб. 2). Стоит отметить, что эмульсии обладают различными достоинствами в зависимости от типа.
Так, прямые эмульсии показали эффективность в растворении АСПО, обладают пониженной коррозионной агрессивностью и скоростью реакции с карбонатами, а также хорошо совместимы с образцом ВНЭ с месторождения Самарской области.
Обратные эмульсии плохо справляются с растворением АСПО, однако для них характерна самая низкая коррозионная агрессивность и скорость реакции с мрамором. Помимо этого, обратные эмульсии также хорошо совместимы с ВНЭ и обладают «самоотклоняющей» способностью, что обеспечивает более эффективное проникновение состава в нефтенасыщенные интервалы и в удаленные от ПЗС участки. Важной особенностью является возможность приготовления обратных эмульсий с регулируемым временем распада и, соответственно, временем реакции с карбонатами, в зависимости от состава.
Кислотные составы эмульсионного типа могут быть интересны в условия обработки ПЗС на залежах ВВН.
Обычный СКС значительно уступает эмульсионным составам по многих характеристикам (таб. 2). Стоит отметить, что эмульсии обладают различными достоинствами в зависимости от типа.
Так, прямые эмульсии показали эффективность в растворении АСПО, обладают пониженной коррозионной агрессивностью и скоростью реакции с карбонатами, а также хорошо совместимы с образцом ВНЭ с месторождения Самарской области.
Обратные эмульсии плохо справляются с растворением АСПО, однако для них характерна самая низкая коррозионная агрессивность и скорость реакции с мрамором. Помимо этого, обратные эмульсии также хорошо совместимы с ВНЭ и обладают «самоотклоняющей» способностью, что обеспечивает более эффективное проникновение состава в нефтенасыщенные интервалы и в удаленные от ПЗС участки. Важной особенностью является возможность приготовления обратных эмульсий с регулируемым временем распада и, соответственно, временем реакции с карбонатами, в зависимости от состава.
Кислотные составы эмульсионного типа могут быть интересны в условия обработки ПЗС на залежах ВВН.
ЛИТЕРАТУРА
1. Иванников В.И. Кольматация и декольматация призабойной зоны пласта в скважинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 4. С. 56–60.
2. Миннимухаметова А.А. Соляно-кислотная обработка скважин // Символ науки. 2016. № 8. С. 25–26.
3. Калинин В.Ф. Литолого-физические критерии оптимизации технологии глинокислотной обработки терригенных коллекторов // Известия Саратовского университета. 2007. Т. 7. № 1. С. 67–74.
4. Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я., Денисова А.В. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем, 2010. 387 с.
5. Ахмерова Э.Э., Шафикова Е.А., Апкаримова Г.И., Прочухан К.Ю., Просочкина Т.Р., Гайсин И.С., Прочухан Ю.А Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора // Башкирский химический журнал. 2018. № 3. С. 86–92.
6. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. СПб.: Профессия, 2015. 608 с.
7. Boswood D.W., Kreh K.A. Fully miscible micellar acidizing solvents vs. xylene, The Better Paraffin Solution, SPE Production and operations symposium, Oklahoma City, OK. 2011. March, 27–29, Р. 6, URL: https:/ /doi.org/10.2118/140128-MS
8. Елесин В.А., Латыпов Р.Т., Шмидт А.А., Марносов А.В., Кулешов С.П. Свойства и опыт применения новой кислотно-углеводородной эмульсии для стимуляции высокообводненных карбонатных коллекторов в АО «Самаранефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». 2016. № 4. С. 61–63.
9. Федоренко В.Ю., Нигъматуллин М.М., Петухов А.С., Гаврилов В.В., Волкова А.В., Куприн С.В. Общие характеристики кислотно-углеводородной эмульсии на базе растворителя МИА-пром // Вестник Казанского технологического университета. 2011. № 13. С. 141–145.
10. Saleh Haif Al-Mutairi, Alfred Daniel Hill, Hisham A. Nasr-El-Din. Effect of droplet size, emulsifier concentration, and acid volume fraction on the rheological properties and stability of emulsified acids. European formation damage conference, Netherlands, Scheveningen, 2007, May 30 – June 1, P. 16. URL: https://doi.org/10.2118/107741-MS.
11. Mohammed Ali Ibrahim Sayed, Hisham A. Nasr-El-Din, Hassan Almalki, Stuart Peter Holt, Jian Zhou. A. New emulsified acid to stimulate deep wells in carbonate reservoirs. SPE international symposium and exhibition on formation damage control. Lafayette, Louisiana, USA, 2012, February 15–17, P. 26. URL: https://doi.org/10.2118/151061-MS
12. Ziad Sidaoui, Abdullah S. Sultan. Formulating a stable emulsified acid at high temperatures: stability and rheology study. International Petroleum Technology Conference. Thailand, Bangkok, 2016, November 14–16, P. 17.
URL: https://doi.org/10.2523/IPTC-19012-MS.
13. Appicciutoli D., Maier R.W., Strippoli P., Tiani A., Mauri L. Novel emulsified acid boosts production in a major carbonate oil field with asphaltene problems. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Italy, Florence, 2010, September 19–22, P. 16. URL: https://doi.org/10.2118/135076-MS.
14. Wael A.F., Hisham A.N. Acid emulsified in xylene: a cost-effective treatment to remove asphalting deposition and enhance well productivity. SPE Eastern Regional/AAPG Eastern Section Joint Meeting. USA, Pennsylvania, Pittsburgh, 2008. October 11–15, P. 7.
URL: https://doi.org/10.2118/117251-MS.
15. Методические указания ОАО «НК
«Роснефть». Единые технические требования по основным классам химических реагентов № П1-01.05 М-0044. 2015. 183 c.
2. Миннимухаметова А.А. Соляно-кислотная обработка скважин // Символ науки. 2016. № 8. С. 25–26.
3. Калинин В.Ф. Литолого-физические критерии оптимизации технологии глинокислотной обработки терригенных коллекторов // Известия Саратовского университета. 2007. Т. 7. № 1. С. 67–74.
4. Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я., Денисова А.В. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем, 2010. 387 с.
5. Ахмерова Э.Э., Шафикова Е.А., Апкаримова Г.И., Прочухан К.Ю., Просочкина Т.Р., Гайсин И.С., Прочухан Ю.А Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора // Башкирский химический журнал. 2018. № 3. С. 86–92.
6. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. СПб.: Профессия, 2015. 608 с.
7. Boswood D.W., Kreh K.A. Fully miscible micellar acidizing solvents vs. xylene, The Better Paraffin Solution, SPE Production and operations symposium, Oklahoma City, OK. 2011. March, 27–29, Р. 6, URL: https:/ /doi.org/10.2118/140128-MS
8. Елесин В.А., Латыпов Р.Т., Шмидт А.А., Марносов А.В., Кулешов С.П. Свойства и опыт применения новой кислотно-углеводородной эмульсии для стимуляции высокообводненных карбонатных коллекторов в АО «Самаранефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». 2016. № 4. С. 61–63.
9. Федоренко В.Ю., Нигъматуллин М.М., Петухов А.С., Гаврилов В.В., Волкова А.В., Куприн С.В. Общие характеристики кислотно-углеводородной эмульсии на базе растворителя МИА-пром // Вестник Казанского технологического университета. 2011. № 13. С. 141–145.
10. Saleh Haif Al-Mutairi, Alfred Daniel Hill, Hisham A. Nasr-El-Din. Effect of droplet size, emulsifier concentration, and acid volume fraction on the rheological properties and stability of emulsified acids. European formation damage conference, Netherlands, Scheveningen, 2007, May 30 – June 1, P. 16. URL: https://doi.org/10.2118/107741-MS.
11. Mohammed Ali Ibrahim Sayed, Hisham A. Nasr-El-Din, Hassan Almalki, Stuart Peter Holt, Jian Zhou. A. New emulsified acid to stimulate deep wells in carbonate reservoirs. SPE international symposium and exhibition on formation damage control. Lafayette, Louisiana, USA, 2012, February 15–17, P. 26. URL: https://doi.org/10.2118/151061-MS
12. Ziad Sidaoui, Abdullah S. Sultan. Formulating a stable emulsified acid at high temperatures: stability and rheology study. International Petroleum Technology Conference. Thailand, Bangkok, 2016, November 14–16, P. 17.
URL: https://doi.org/10.2523/IPTC-19012-MS.
13. Appicciutoli D., Maier R.W., Strippoli P., Tiani A., Mauri L. Novel emulsified acid boosts production in a major carbonate oil field with asphaltene problems. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Italy, Florence, 2010, September 19–22, P. 16. URL: https://doi.org/10.2118/135076-MS.
14. Wael A.F., Hisham A.N. Acid emulsified in xylene: a cost-effective treatment to remove asphalting deposition and enhance well productivity. SPE Eastern Regional/AAPG Eastern Section Joint Meeting. USA, Pennsylvania, Pittsburgh, 2008. October 11–15, P. 7.
URL: https://doi.org/10.2118/117251-MS.
15. Методические указания ОАО «НК
«Роснефть». Единые технические требования по основным классам химических реагентов № П1-01.05 М-0044. 2015. 183 c.
Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз», Самара, Россия
ShumakherMYu@samnipi.rosneft.ru
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз», Самара, Россия
ShumakherMYu@samnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
В ходе исследования характеристик кислотных составов применяли различные методики и лабораторное оборудование. Вязкость составов определяли с помощью реометра Anton Paar, дисперсные свойства выявлены с применением цифрового микроскопа Altami и ПО для обработки цифровых данных. Технологические характеристики составов определяли по методическим указаниям ПАО НК «Роснефть». Растворяющую способность по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям (АСПО) исследовали статическим методом корзинок на образце АСПО парафинового типа. Коррозионную активность составов определяли путем погружения в них стальных пластин и дальнейшей оценки потери массы пластин.
Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом водонефтяной эмульсии повышенной вязкости и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш.
Скорость реакции кислотных составов с карбонатной породой определяли с помощью мраморных кубиков, путем погружения их в состав и дальнейшего вычисления скорости растворения на основании потери массы мрамора.
Совместимость составов с нефтью оценивали путем смешивания их с образцом водонефтяной эмульсии повышенной вязкости и фильтрации через сито с ячейкой 100 меш.
Скорость реакции кислотных составов с карбонатной породой определяли с помощью мраморных кубиков, путем погружения их в состав и дальнейшего вычисления скорости растворения на основании потери массы мрамора.
соляно-кислотный состав, прямые эмульсии, обратные эмульсии, технологические характеристики, коррозионная активность, растворяющая способность, совместимость с нефтью, скорость реакции с мрамором
Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Хафизов В.М. Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 5. С. 44–48. DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10101
11.09.2020
УДК 622.276.6
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10101
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10101
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33