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].
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).
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».
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.
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.
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.
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.