Самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в призабойной зоне скважины

Spontaneous formation of abnormally viscous acid-in-oil emulsions in near-wellbore formation zone

I. EVDOKIMOV, A. LOSEV, M. MOGILNICHENKO, Gubkin Russian state University of oil and gas, LLC RTE «Nedra-Test»

Успешность проведения кислотных обработок призабойной зоны скважин по ряду месторождений не превышает 50 %. Причиной такой низкой эффективности зачастую служит несовместимость пластовой нефти и кислотного состава. На основании реологических и оптических исследований нефти месторождения Доруд-3 доказано самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в пласте в статических условиях контакта фаз.

For a variety of oil fields, less than 50 % acid treatments of near-wellbore formation zones lead to positive results. The explanation is often found out as an incompatibility of formation crude oil and acid mixture. Based on rheological and optical experiments with Dorood-3 crude oil, spontaneous formation of abnormally viscous acid-in-oil emulsions was demonstrated for static phase contact conditions in formation pores.

В последние годы количество сложных и порой необоснованно дорогостоящих технологий для решения проблем нефтедобычи постоянно возрастает. Необходимость применения той или иной технологии традиционно обосновывают решением таких сложных многофакторных задач, как снижение обводненности продукции, повышение коэффициентов охвата, вытеснения и др. Разрабатываются новые нетрадиционные технологии эксплуатации скважин погружными насосами [1]. На всех этапах разработки и эксплуатации месторождений активно начинают внедрять «интеллектуальные» технологии, обосновывая их применением автоматизацией работы месторождения [2]. А для прогнозирования технологических показателей обязательным является построение цифровых гидродинамических моделей, основанных на использовании сложного математического аппарата [3].

Как показывают последние исследования, проблемы несовместимости пластовых флюидов с технологическими жидкостями могут быть обусловлены явлением их самоэмульгирования в нефти уже практически в статических условиях, что в настоящий момент времени вообще не учитывают при проведении технологий интенсификации добычи (все тесты динамические).


При этом результативность конкретных технологических операций, регулярно проводимых на скважине, считается априори подтвержденной. Так, в частности, одна из технологий интенсификации добычи – соляно-кислотная обработка (СКО) призабойной зоны скважины (ПЗС) – считается потенциально апробированной и эффективной. Но накопленный промысловый опыт свидетельствует о недостаточной степени проработанности вопроса проведения кислотной обработки, в частности подбора эффективной и в то же время совместимой с пластовыми флюидами кислотной композиции. Результатом такого положения дел является низкий уровень успешности кислотных обработок, не превышающий для ряда месторождений 40 – 50 % [4].
С похожей ситуацией авторы столкнулись при выполнении работ по иранскому месторождению Доруд-3. Так, подобранный на промысле кислотный состав послужил причиной образования стабильной эмульсии в пласте и полной остановки высокодебитной скважины. Предварительные стандартные тесты, предусматривающие интенсивное смешивание нефти с кислотным составом и пропускание полученной смеси через сито с размером ячеек 200 меш (≈76 мкм) [5, 6], показали отсутствие осадков на сите, способных закольматировать ПЗС. При анализе инцидента удивление вызвал сам факт остановки скважины с легкой нефтью в большом по мощности продуктивном пласте с высокой пластовой температурой и высоким дебитом до обработки (табл. 1).

Объектами испытаний служили эмульсия из аварийной скважины, полученная из пласта в результате попыток вызова притока методом облегчения столба жидкости азотом, нефть месторождения Доруд–3, морская вода Персидского залива и 10 %–ная соляная кислота.


Как показывают последние исследования, проблемы несовместимости пластовых флюидов с технологическими жидкостями могут быть обусловлены явлением их самоэмульгирования в нефти уже практически в статических условиях [7, 8], что в настоящий момент времени вообще не учитывают при проведении технологий интенсификации добычи (все тесты динамические). Этот эффект, пока мало описанный в литературе, может служить одной из главных причин низкого уровня успешности кислотных обработок, в том числе может служить объяснением полной блокировки таких высокодебитных скважин, как на месторождении Доруд-3.
Оценку условий контакта фаз в ПЗС продуктивного пласта месторождения Доруд-3 проводили по расчетам интенсивности перемешивания кислоты и нефти при СКО в пласте. Строили зависимость распределения скорости течения кислоты в поровых каналах при закачке кислотного состава (рис. 1).
Из графической зависимости (рис. 1) видно, что рассчитанные значения скорости течения кислоты равны менее 25 мкм/с уже при радиусе проникновения более 1 м, что можно считать практически статическими условиями. При этом на этапе выдерживания кислотного состава при его нейтрализации с горной породой кислота находится в покое. Таким образом, условия контакта кислотного состава и нефти в поровых каналах продуктивного пласта месторождения Доруд-3 при проведении операций СКО можно считать практически статическими. Оценку свойств сформированной в таких условиях нефтекислотной эмульсии проводили экспериментально в НИЛ физических методов исследования пластовых флюидов и промысловых дисперсных систем кафедры физики РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и в Центре физико-химических исследований ООО НИИЦ «Недра-тест».

Расхождение экспериментальных и модельных значений относительной вязкости эмульсии может быть объяснено тем, что скважинная эмульсия сильно флокулирована: либо содержит загущающие полимеры, либо представляет собой концентрированную связнодисперсную систему с плотной произвольной упаковкой частиц, имеющих полимодальное распределение.


Объектами испытаний служили эмульсия из аварийной скважины, полученная из пласта в результате попыток вызова притока методом облегчения столба жидкости азотом, нефть месторождения Доруд-3, морская вода Персидского залива и 10 %-ная соляная кислота. Физико-химические свойства нефти, представленные добывающей компанией, показаны в табл. 2. Результаты SARA-анализа адаптированы из публикации [9]. Свойства и состав морской воды Персидского залива представлены в табл. 3.
С целью выяснения свойств образовавшейся на месторождении эмульсии первоначально осуществили ее разрушение. После длительного центрифугирования (более 30 мин., 3000 об/мин) с добавлением органических растворителей удалось выделить примерно 1 мл свободной дисперсной фазы, pH которой оказался равен 1,0±0,1, что соответствует сильно кислой среде. Вспомогательные опыты по эмульгированию исходной нефти с морской водой, которой предварительно глушили скважину, и с 10 %-ной соляной кислотой подтвердили первые предположения о том, что в аварийной скважине причиной эмульгирования служила СКО. С морской водой стойкие эмульсии не наблюдали. Таким образом, было подтверждено, что причиной образования эмульсии и потери притока на скважине месторождения Доруд-3 послужила технологическая операция СКО.
Для оценки причин потери притока проводили исследования реологических параметров скважинной эмульсии и исходной нефти. Кривые течения образцов снимали на вискозиметрах Brookfield DV-2T и Rheotest RN 4.1 во всем доступном интервале скоростей сдвига. Измерения проводили при атмосферном давлении, при контролируемой температуре +25,0±1,0 °С. Полученные кривые течения использовали для дальнейшей математической обработки.
Для описания реологического поведения дисперсных систем используют т.н. относительную вязкость эмульсии ηотн=η/η0, где η – эффективная вязкость эмульсии; η0 – эффективная вязкость дисперсионной среды (нефти). Такой прием позволяет делать косвенные оценки состояния дисперсной фазы в среде. На рис. 2 представлена зависимость относительной вязкости испытанной эмульсии от скорости сдвига в логарифмическом масштабе по обеим осям. Экспериментальные значения находятся в интервале 517 – 43 300.

Поскольку в нефть не вводились нефтерастворимые полимеры, способные обеспечить загущение нефти и адсорбционную флокуляцию капель кислоты, то наиболее вероятным объяснением аномального увеличения относительной вязкости эмульсии, по сравнению с прогнозами проверенных моделей, может служить образование очень мелких капель дисперсной фазы, стабилизирующих и флокулирующих более крупные капли по типу модели эмульсии Пикеринга.


Для прогнозирования относительной вязкости эмульсий от объемного содержания дисперсной фазы φ используют различные модели [10 – 13]. Большинство этих моделей сформулированы путем усовершенствования соотношения Эйнштейна для разбавленных дисперсий сферических частиц:

где ηотн – относительная вязкость эмульсии; φ – объемное содержание дисперсной фазы, д.е.
Гидродинамические взаимодействия частиц дисперсной фазы и броуновское движение могут быть учтены путем добавления слагаемого второго порядка, как было показано Батчелором [11]:

Для учета флокуляции частиц дисперсной фазы в модели относительной вязкости ηотн(φ) вводят новый параметр – объемную долю дисперсной фазы φmax, соответствующую максимально достижимой упаковке частиц в данной системе. Параметр φmax часто отождествляют либо с порогом стеклования φст≈0,58, с порогом максимально плотной произвольной упаковки (ППУ) φппу≈0,64 или с порогом плотной гексагональной упаковки (ПГУ) φпгу≈0,74. Наиболее известно эмпирическое соотношение Кригера – Догерти [12], впоследствии получившее и теоретическое обоснование:

Для высококонцентрированных дисперсных систем используют хорошо согласующуюся с экспериментом модель Муни [13]:


Для анализа прогнозов по описанным моделям строили зависимости относительной вязкости эмульсии от содержания дисперсной фазы по формулам (1) – (4) (рис. 3).
Анализируя рассчитанные значения (рис. 3), видно, что модели Эйнштейна, Батчелора, Кригера – Догерти не описывают полученные экспериментальные значения относительной вязкости нефтекислотной эмульсии (рис. 2). Значения относительной вязкости по модели Муни максимально близки к экспериментальным данным при водосодержаниях более 0,5, однако сама модель начинает вырождаться в этой области – на графике наблюдается резкий вертикальный подъем кривой.

Капли, образующиеся при механическом диспергировании, имеют логарифмически нормальное распределение по размеру. В то же время для ряда наиболее склонных к эмульгированию нефтей в последние годы было показано наличие в их эмульсиях второй популяции мелких капель с экспоненциальным распределением, что указывает на другую природу их происхождения, вероятно, спонтанное зарождение в результате самоэмульгирования.


Таким образом, было установлено, что известные модели прогноза вязкости эмульсий от содержания дисперсной фазы не могут описать полученные экспериментальные значения. Реальная скважинная эмульсия оказалась существенно более вязкой.
Расхождение экспериментальных и модельных значений относительной вязкости эмульсии может быть объяснено тем, что скважинная эмульсия сильно флокулирована: либо содержит загущающие полимеры, либо представляет собой концентрированную связнодисперсную систему с плотной произвольной упаковкой частиц, имеющих полимодальное распределение.
Поскольку в нефть не вводились нефтерастворимые полимеры, способные обеспечить загущение неф­ти и адсорбционную флокуляцию капель кислоты, то наиболее вероятным объяснением аномального увеличения относительной вязкости эмульсии, по сравнению с прогнозами проверенных моделей, может служить образование очень мелких капель дисперсной фазы, стабилизирующих и флокулирующих более крупные капли по типу модели эмульсии Пикеринга [14, 15]. Оценить возникновение таких капель можно при обработке микрофотографий эмульсий с построением распределений капель по размерам.
Как доказано академиком Колмогоровым и подтверждено многочисленными экспериментами, капли, образующиеся при механическом диспергировании, имеют логарифмически нормальное распределение по размеру [16]. В то же время для ряда наиболее склонных к эмульгированию нефтей в последние годы было показано наличие в их эмульсиях второй популяции мелких капель с экспоненциальным распределением (рис. 4), что указывает на другую природу их происхождения, вероятно, спонтанное зарождение в результате самоэмульгирования [7].
Можно предположить, что вероятной причиной образования аномально вязкой эмульсии высокой стабильности на скважине месторождения Доруд-3 после проведения технологической операции по интенсификации притока является образование структуры мелкодисперсных капель дисперсной фазы в результате их спонтанного зарождения при явлении самоэмульгировании в уже статических условиях. С целью экспериментального обоснования предложенной причины аномального роста вязкости нефтекислотной эмульсии были проведены оптические исследования границы контакты нефти и кислоты в статических условиях. Наблюдали границу контакта в проходящем свете с помощью микроскопа, ведя цифровую фотосъемку. Типичный фотоснимок представлен на рис. 5, а. Видно спонтанное зарождение популяции мелкодисперсных капель кислоты на границе контакта с нефтью уже через 1 час с момента начала контакта, что служит подтверждением предположений о самоэмульгировании. Проверочные наблюдения границы контакта нефти с морской водой (рис. 5, б) свидетельствуют об отсутствии самоэмульгирования даже после суточного выдерживания.

Анализируя рассчитанные значения, видим, что модели Эйнштейна, Батчелора, Кригера – Догерти не описывают полученные экспериментальные значения относительной вязкости нефтекислотной эмульсии Значения относительной вязкости по модели Муни максимально близки к экспериментальным данным при водосодержаниях более 0,5, однако сама модель начинает вырождаться в этой области.


Подробное описание экспериментальных исследований и результатов по наблюдению явления самоэмульгирования кислоты с нефтью в статических условиях будет изложено в последующих публикациях.
Таким образом, в ходе выполнения работ было

экспериментально установлено явление самоэмульгирования нефти месторождения Доруд-3 с солянокислотным составом при проведении операций по воздействию на призабойную зону скважины. На основании реологических экспериментов предложена причина аномального роста вязкости нефтекислотной эмульсии по сравнению с прогнозируемыми феноменологическими моделями Эйнштейна, Батчелора, Кригера – Догерти и Муни. Увеличение реологии эмульсии объясняется вкладом мелкодисперсной популяции капель кислоты, подчиняющейся экспоненциальному закону распределения, которая образуется в результате спонтанного зарождения капель при самоэмульгировании кислоты в нефти в статических условиях.

Литература

1. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. М.: МАКС пресс, 2008. 312 с.
2. Gao C., Rajeswaran R., Nakagawa E. A. Literature Review on Smart Well Technology // SPE Paper 106011-MS. 2007.
3. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. 167 с.
4. Трофимов М.С., Кардопольцев А.С., Яркеева Н.Р. Интенсификация притока нефти методом закачки соляной кислоты под давлением на месторождениях нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть» // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2016. № 5. С. 83 – 98.
5. TNK-BP Acid QAQC Standarts – Version 1.0, November 2006. Р. 27.
6. Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А., Мухин М.М., Давлетшина Л.Ф. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 120 с.
7. Evdokimov I.N., Fesan A.A., Kronin A.M., Losev A.P. Common Features of «Rag»Layers in Water-in-Crude Oil Emulsions with Different Stability. Possible Presence of Spontaneous Emulsification // Journal of Dispersion Science and Technology. 2016. V. 37. Iss. 11. Pр. 1535 – 1543.
8. Santana-Solanoa J., Quezadab C.M., Ozuna-Chacóna S., Arauz-Larab J.L. Spontaneous emulsification at the water/oil interface // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2012. V. 399. Pр. 78 – 82.
9. Asemani M., Rabbani A.R. Oil-oil correlation by FTIR spectroscopy of asphaltene samples // Geosciences Journal. 2016. V. 20. No. 2. Pр. 273 – 283.
10. Евдокимов И.Н. Структурные характеристики промысловых водонефтяных эмульсий. М.: Издательский Центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 477 с.
11. Batchelor G.K. The effect of Brownian motion on the bulk stress in a suspension of spherical particles // Journal of Fluid Mechanics. 1977. V. 83. Pр. 97 – 117.
12. Krieger I.M., Dougherty T.J. A mechanism for non-Newtonian flow in suspensions of rigid spheres // The Journal of Rheology. 1959. V. 3. Pр. 137 – 152.
13. Mooney M. The viscosity of a concentrated suspension of spherical particles // J. Colloid Sci. 1951. №6. P. 162 – 170.
14. Pickering S.U. Emulsions // J. Chem. Soc. (London). 1907. V. 91. Рр. 2001 – 2021.
15. Destribats M., Gineste S., Laurichesse E., Tanner H., Leal-Calderon F., Héroguez V., Schmitt V. Pickering Emulsions: What Are the Main Parameters Determining the Emulsion Type and Interfacial Properties? // Lamgmuir. 2014. V. 30. Pр. 9313 – 9326.
16. Kolmogorov A.N. A refinement of previous hypotheses concerning the local structure of turbulence in a viscous incompressible fluid at high Reynolds number // J. Fluid Mech. 1962. V. 13. Pр. 82 – 85.

References

1. Drozdov A.N. The technology and equipment of oil production submersible pumps in the complicated conditions. M.: MAKS press, 2008. P. 312.
2. Gao C., Rajeswaran R., Nakagawa E. A Literature Review on Smart Well Technology // SPE Paper 106011-MS. 2007.
3. Pyatibratov P.V. Hydrodynamic modeling of oil fields development. M.: Gubkin Russian state University of oil and gas, 2015. P. 167.
4. Trofimov M.S., Kardopoltsev A.S., Iarkeeva N.R. Intensification of oil inflow by injection of hydrochloric acid under pressure at the fields of oil and gas production department «Tuymazaneft»// Oil and gas business: electronic scientific journal. 2016. No. 5. Pp. 83 – 98.
5. TNK-BP Acid QAQC Standarts – Version 1.0, November 2006. P. 27.
6. Silin M.A., Magadova L.A. Tsygankov V.A., Mukhin M.M., Davletshina L.F. Acid formation treatments and methods of test acid solutions. M.: Gubkin Russian state University of oil and gas, 2011. P. 120.
7. Evdokimov I..N., Fesan A.A., Kronin A.M., Losev A.P. Common Features of «Rag» Layers in Water-in-Crude Oil Emulsions with Different Stability. Possible Presence of Spontaneous Emulsification // Journal of Dispersion Science and Technology. 2016. V. 37. Iss. 11. Pp. 1535 – 1543.
8. Santana-Solanoa J., Quezadab C.M., Ozuna-Chacóna S., Arauz-Larab J.L. Spontaneous emulsification at the water/oil interface // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2012. V. 399. Pp. 78 – 82.
9. Asemani M., Rabbani A.R. Oil-oil correlation by FTIR spectroscopy of asphaltene samples // Geosciences Journal. 2016. V. 20. No. 2. Pp. 273 – 283.
10. Evdokimov I.N. Structural characteristics of commercial water-in-oil emulsions. M.: Publishing Center of Gubkin Russian state University of oil and gas, 2012. P. 477.
11. Batchelor G.K. The effect of Brownian motion on the bulk stress in a suspension of spherical particles // Journal of Fluid Mechanics. 1977. V. 83. Pp. 97 – 117.
12. Krieger I.M., Dougherty T.J. A mechanism for non-Newtonian flow in suspensions of rigid spheres // The Journal of Rheology. 1959. V. 3. Pp. 137 – 152.
13. Mooney M. The viscosity of a concentrated suspension of spherical particles // J. Colloid Sci. 1951. № 6. Pp. 162 – 170.
14. Pickering S.U. Emulsions // J. Chem. Soc. (London). 1907. V.  91. Pp. 2001 – 2021.
15. Destribats M., Gineste S., Laurichesse E., Tanner H., Leal-Calderon F., Héroguez V., Schmitt V. Pickering Emulsions: What Are the Main Parameters Determining the Emulsion Type and Interfacial Properties? // Lamgmuir. 2014. V. 30. Pp. 9313 – 9326.
16. Kolmogorov A.N. A refinement of previous hypotheses concerning the local structure of turbulence in a viscous incompressible fluid at high Reynolds number // J. Fluid Mech. 1962. V. 13. Pp. 82 – 85. Reynolds number // J. Fluid Mech. 1962. V. 13. Pр. 82 – 85.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Евдокимов И.Н.

    Евдокимов И.Н.

    д.ф.-м.н., профессор кафедры физики

    РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

    Лосев А.П.

    Лосев А.П.

    к.т.н., ассистент

    РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

    Могильниченко М.А.

    Могильниченко М.А.

    студент

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Просмотров статьи: 566

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru