Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый тигр»

На правах рукописи

ФУНГ ВАН ХАЙ

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

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

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент
.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
;

кандидат технических наук

.

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 Республика Башкортостан, .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «22» апреля 2009 года

Ученый секретарь совета

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 оС).

3  Разработаны три варианта новых эффективных химреагентов нефтекислотных эмульсий и их оптимальных концентраций (в % масс.: НF - 1,5; HCl - 8,0; СН3СООH - 5,0; C3H12NO9P2 - 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.

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, CH3COOH, 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 (Si(OH)4.nH2O); выпадение осадка фторокальциевой соли (CaF2); 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
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

Литологический 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, мкм2

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 HCl и HF 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 % HF и 8 % HCl.

Таблица 2 – Предлагаемые базовые кислотные составы для глинокислотных обработок

Варианты выбора

Кислотные составы и их концентрации в глинокислотных растворах, % масс.

HF

НСl

СН3СООН

C3H12NO9P2

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 HF 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 (HCl (10%), HF (2%), CH3COOH (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).

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.

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 оС

Время, мин

Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий, В

при температуре 20 оС

при температуре 70 оС

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,

OC

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%) + CH3COOH (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. Рисунок 4 - Динамика изменения скорости коррозии при использовании различных ингибиторов

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

Вторая серия опытов проводилась при температуре 70 оС. Сравнение результатов опытов при температуре 70 oC 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 oC – 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

Сравнительный образец

№ 5

№ 6

№ 7

1

Начальная проницаемость чистого керна k1, мкм2

0,0323

0,0945

0,0108

0,0060

0,0183

0,0061

0,0008

2

Проницаемость загрязненного керна (органические и неорганические загрязнения) k2, мкм2

0,0065

0,0099

0,0001

0,0017

0,0018

0,0038

0,0003

3

Проницаемость после обработки k3, мкм2

0,0121

0,0412

0,0044

0,0021

0,0187

0,0052

0,0011

4

Коэффициент восстановления проницаемости

kвосст. = k3/[(k1+k2)/2] /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

СН3СООH

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

4

C3H12NO9P2

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

HF

1,5

2,0

2

HCl

8,0

10,0

3

СН3СООH

5,0

5,0

4

C3H12NO9P2

2,0

2,0

5

Смесь ингибиторов (WHT8255 + WCL1212) или

«Азимут-14»

2,5 + 1,5

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 HF 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 лабораторных экспериментов и промысловые испытания технологий кислотных обработок фундамента // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2007. – С. 228.

2  Фунг кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» / // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2007. – С. 229.

3  Фунг причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / , , Тю В. Л., // Башкирский химический журнал. – 2008. – №2. – С. 135 – 139.

4  Фунг эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / , // Газ, нефть и бизнес. – 2008. – №2. – С. 22 – 24.

5  Фунг эффективности методов и технологий обработки призабойной зоны пласта на месторождении «Белый Тигр» / , // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации. – Томск: ТПУ, 2008. – http://www. iie. *****/smotr.

6  Фунг кислотных композиций для обработки призабойной зоны пласта / , // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации – Томск: ТПУ, 2008. – http://www. iie. *****/smotr.

7  Фунг эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / , // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №8. – С. 88 – 89.

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

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

10  Phung V. H. Định hướng hoàn thiện thành phần dung dịch Axít trong điều kiện vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ / Phung V. H., Samaev G. A. // Tap chi Petrovietnam. – 2008. – № 5. – С. 33 – 36.

11  Nguyen V. T. Công nghệ triển vọng sản xuất nhiên liệu xăng đảm bảo tính môi trường tốt trong điều kiện Việt Nam / Nguyen V. T., Akhmetov A. F., Nguyen T. M.H., Phung V. H., Bui T. H. // Tap chi Petrovietnam. – 2008. – № 2. – С. 35 – 40.