Аннотация:

В статье приведены результаты оценки совместимости различных соляно-кислотных составов с образцами высоковязкой нефти месторождений Самарской области. Рассмотрена растворяющая способность кислотных эмульсий по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям. Показана перспективность применения эмульсий, особенно прямого типа, для обработки ПЗС на залежах высоковязкой нефти.

Ключевые слова: соляно-кислотная обработка, отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, кислотные углеводородсодержащие эмульсии,  залежи высоковязкой нефти, совместимость с нефтью.

Abstract:

The article presents the results of assessing the compatibility of various hydrochloric acid compositions with samples of high-viscosity oil from the fields of the Samara region. The dissolving capacity of acid emulsions against the asphalt-resin-paraffinic deposits is considered. The prospects of use of emulsions, particularly the direct type, for bottom-hole treatment of high-viscosity oil deposits are shown.

Key words: hydrochloric acid treatment, deposits of asphalt-resin-paraffinic substances, acidic hydrocarbon-containing emulsions, high-viscosity oil deposits, compatibility with oil.

Кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС) различными веществами как органического, так и неорганического происхождения является неизбежной проблемой в процессе нефтедобычи [1]. С целью увеличения проницаемости ПЗС наиболее часто применяются кислотные обработки различного типа. К стандартным, наиболее часто применяемым обработкам относятся соляно-кислотная (СКО) и глинокислотная (ГКО), применение которых определяется типом коллектора. Однако, помимо очевидных преимуществ, обычные кислотные обработки (КО) обладают целым рядом недостатков, которые снижают эффективность их применения [2]. Еще одним недостатком КС является их неспособность растворять органические отложения АСПО. Также существует проблема применения КС на залежах высоковязкой нефти (ВВН): в работах [3,4] показано, что в ходе лабораторного исследования по совместимости образца ВВН одного из месторождений Самарской области с обычным соляно-кислотным составом, была выявлена их несовместимость. При смешивании образца ВВН с КС вязкость увеличилась в 2,4 раза, и смесь потеряла подвижность. Таким образом, для обработки ПЗС на залежах ВВН применение обычных КС может быть ограничено и необходим подбор более эффективных технологий обработки.

На сегодняшний день, для восстановления проницаемости ПЗС на залежах ВВН, как и для залежей с отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПО), применяют либо обработки в две стадии (закачка углеводородного растворителя с последующей СКО), либо модифицированные кислотные составы (МКС), которые содержат дополнительные модифицирующие присадки, придающие им особые технологические свойства и повышающие эффективность обработок [2,5].

Одним из вариантов МКС являются кислотные углеводородсодержащие эмульсии. На сегодняшний день, согласно многочисленным источникам, существует опыт применения эмульсий обратного типа, однако возможность получения эмульсий прямого типа ранее не рассматривалась. При этом в работе [6] показано, что получение прямых эмульсий возможно, и данные составы представляют не меньший интерес, чем классические инвертные эмульсии.

Стоит отметить, что одним из важнейших критериев выбора оптимальной кислотной эмульсии для применения в конкретных геолого-физических условиях объекта являются её технологические свойства, такие как: реологические и дисперсные характеристики, коррозионная активность, способность растворять АСПО, скорость взаимодействия с карбонатами, а также совместимость с пластовыми флюидами.

После получения образцов эмульсии прямого и обратного типа были проведены исследования по определению растворяющей способности составов по отношению к АСПО. Эксперимент проводили с использованием образца АСПО парафинового типа. Было выявлено, что для прямых эмульсий максимальная потеря массы АСПО составила 38%, что говорит об их эффективности, обратные же эмульсии показали низкую растворяющую способность.

Также были проведены исследования совместимости прямых и обратных эмульсий с образцом ВВН для сравнения с результатами обычного КС. В работах [3-4] показано, что эмульсии показали хорошую совместимость с образцом нефти. При этом наименьшей вязкостью обладала смесь ВВН с прямой эмульсией.

Учитывая несовместимость обычных КС с ВВН и низкую растворяющую способность обратных эмульсий по отношению к АСПО, альтернативой применения обычным КС в условиях залежей ВВН является использование прямых эмульсий.

Дополнительно были проведены исследования по определению совместимости обычного соляно-кислотного состава, а также эмульсий прямого и обратного типа с образцами высоковязкой нефти четырех месторождений Самарской области. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Хорошая совместимость эмульсий с образцом высоковязкой нефти (ВВН) дает основания предполагать их перспективность в отношении применения на залежах ВВН.

Таблица 1.

Совместимость образцов нефти с различными кислотными составами

Кислотный состав	№ образца	Вязкость нефти, мПа*с	Вязкость смеси (при скорости сдвига 100 с-1), мПа*с	Совместимость
Обычный СКС	1	99,0	1211,3	неудовлетворительная, очень плохо фильтруется через сито
	2	126,8	1358,5	неудовлетворительная, очень низкая подвижность, почти не фильтруется через сито
	3	163,7	1532,7	неудовлетворительная, смесь потеряла подвижность
	4	227,6	1896,5
Обратная эмульсия	1	99,0	83,9	хорошая, отсутствие осадка на сите
	2	126,8	91,6
	3	163,7	102,6
	4	227,6	124,5
Прямая эмульсия	1	99,0	1,3	хорошая, отсутствие осадка на сите
	2	126,8	1,3
	3	163,7	1,4
	4	227,6	1,4

Таким образом, для одностадийных обработок наиболее перспективным вариантом является применение эмульсионных составов прямого типа, которые хорошо совместимы с высоковязкой нефтью различных месторождений и обладают способностью к удалению АСПО. Стоит отдельно отметить, что вводя разные углеводородные компоненты в состав эмульсии, можно адресно подбирать эффективность МКС под тип органического кольматанта.

Также в работах [3-4] приведены результаты исследования таких технологических характеристик кислотных эмульсий, как  коррозионная агрессивность и скорость реакции с карбонатной породой. Результаты проведенных экспериментов показывают, что оба типа эмульсий обладают пониженной коррозионной агрессивностью и замедленной реакцией с карбонатами. Также выявлена возможность получения обратных эмульсий с регулируемым временем разрушения, обеспечивая контроль времени реакции состава с карбонатной породой.

Таким образом, кислотные эмульсии обладают рядом преимуществ по сравнению  с обычным СКС. Как прямая, так и обратная эмульсии, обладают индивидуальными особенностями, которые позволяют применять их в различных условиях. На основе данных о совместимости образцов нефти высокой вязкости с кислотными составами показана перспективность прямых эмульсий в отношении обработки ПЗС на залежах ВВН.

Помимо этого, применение кислотных эмульсий позволит увеличить чистую прибыль предприятия от каждой обработки ПЗС на 20-30% по сравнению с обычной СКО.

Список используемых источников информации

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. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В.Н. Глущенко [и др.] — Уфа: Гилем, 2010. — 387 с.

3. М.Ю. Шумахер, В.В. Коновалов, В.М. Хафизов, К.А. Овчинников. Исследование основных технологических характеристик углеводородсодержащих кислотных эмульсий для обработки карбонатного коллектора // Нефтепромысловое дело. – –  № 11 (623). – С. 35-40.

4. М.Ю. Шумахер, В.В. Коновалов, В.М. Хафизов. Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка // Экспозиция Нефть Газ. –    – № 5 (78). – С. 44-48.

5. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли: пер. с англ. яз. 2-го изд.; под ред. Л.А. Магадовой. – СПб.: ЦОП «Профессия». – 2015. – 608 с.

6. Шумахер М.Ю., Коновалов В.В., Мельников А.П. Исследование дисперсных и реологических свойств углеводородсодержащих кислотных эмульсий и их эффективности в удалении асфальтосмолопарафиновых отложений // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2020. – № 2. – С. 128–139.