Zabiegi kwasowania w stymulacji wydobycia z odwiertów – projektowanie oparte na badaniach laboratoryjnych

• Autorzy: Czupski M. , Kasza P.

Warianty tytułu

EN

Acidizing treatments in wellbore stimulation – design based on laboratory research

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Kwasowanie jako metoda stymulacji wydobycia ma zastosowanie zarówno w formacjach piaskowcowych, jak i węglanowych. Bardzo dużą zaletą tej technologii jest fakt, że zwrot kosztów poniesionych na przeprowadzenie zabiegu i poprawę produktywności odwiertu następuje dużo szybciej, niż dzieje się to w przypadku wykonania zabiegu hydraulicznego szczelinowania. W formacjach piaskowcowych zabieg ma na celu głównie rozpuszczenie lub usunięcie uszkodzenia strefy perforacji oraz przestrzeni porowej formacji w pobliżu odwiertu. Kwas, przepływając przez system porów, rozpuszcza zalegające w nim ciała stałe oraz minerały i ziarna uwięzione w zwężeniach porów [29]. Tego typu zabieg ma szansę powodzenia, jeżeli uszkodzenie formacji jest spowodowane przez minerały i ciała stałe, które mogą być usunięte przez kwas. W większości przypadków nie można jednak oczekiwać znacznego wzrostu produkcji po przeprowadzeniu kwasowania matrycowego nieuszkodzonej strefy przyodwiertowej. Natomiast w formacjach węglanowych kwas rozpuszcza skałę w sposób niejednorodny, tworząc kanały o dużej przepuszczalności, zwane otworami robaczkowymi. Powstają one z powodu naturalnej niejednorodności przepuszczalności matrycy skalnej, w związku z którą również przepływ cieczy kwasującej jest zróżnicowany w każdym jej elemencie. W obszarach o większej szybkości przepływu następuje większe rozpuszczanie matrycy, a to powoduje dodatkowy wzrost przepływu w tych strefach. Kanały mogą tworzyć się bardzo szybko, ponieważ opór przepływu jest w nich nieznaczny w porównaniu z otaczającą je (oryginalną) przestrzenią porową. Celem zabiegu kwasowania jest w tym przypadku zmniejszenie współczynnika „skin efektu" poprzez obejście uszkodzonej strefy przyodwiertowej i wzrost efektywnego pro¬mienia odwiertu. W naturalnie szczelinowatych złożach węglanowych otwory robaczkowe łączą ze sobą istniejące szczeliny, tworząc długie i głęboko penetrujące w formację kanały przepływowe. W formacjach pozbawionych naturalnych szczelin długość otworów robaczkowych może wynosić około 1–2 m, natomiast przepuszczalność strefy przyodwiertowej zawierającej otwory robaczkowe jest zwykle kilka rzędów wielkości większa od oryginalnej przepuszczalności skały. Prezentowana monografia stanowi kompendium informacji na temat zabiegów kwasowania wykorzystywanych do stymulacji wydobycia z odwiertów. Rozdział 1 zawiera ogólny podział zabiegów z użyciem kwasów na: wanny kwasowe, kwasowania matrycowe i szczelinowania kwasem. Przedstawiono w nim krótkie charakterystyki każdego z tych zabiegów oraz etapy, które powinien obejmować proces prawidłowego przygotowania zabiegu kwasowania. Rozdział 2 przedstawia szczegółowy opis czynników, które mogą być przyczyną uszkodzenia formacji w strefie przyodwiertowej, takich jak: drobne cząstki obecne w złożu czy też minerały ilaste. Do uszkodzenia przepuszczalności strefy przyodwiertowej może dochodzić również w wyniku następujących prac wykonywanych w odwiercie: wiercenie, udostępnianie, eksploatacja, stymulacja, nawadnianie czy zaawansowane metody wydobycia (EOR). W rozdziale tym opisano również techniki obejmujące pomiary wykonywane w odwiercie oraz testy laboratoryjne używane do określenia uszkodzenia formacji. Rozdział 3 dotyczy doboru składu cieczy kwasującej. Opisano w nim podstawowe rodzaje kwasów oraz różnych dodatków, które mogą wchodzić w skład cieczy zabiegowych, takich jak: inhibitory korozji, środki powierzchniowo czynne, alkohole, mutual solvents, środki do kontroli jonów żelaza, stabilizatory minerałów ilastych, środki stabilizujące drobne cząstki zawarte w formacji, środki spieniające, inhibitory wytrącania się osadów węglanu wapnia i siarczanu wapnia oraz środki zmniejszające opory przepływu. Rozdział 4 zawiera opis badań laboratoryjnych, które są niezbędne do właściwego zaprojektowania zabiegu kwasowania. Przedstawiono w nim testy przeprowadzane w celu oceny petrofizycznych i chemicznych właściwości skał złożowych oraz badania wykonywane w celu zaprojektowania oczyszczania armatury otworowej przed właściwym zabiegiem kwasowania. Jednak najbardziej obszerną jego część stanowi opis testów wykonywanych w celu dobrania odpowiednich dodatków do cieczy kwasujących. Rozdział ten kończy opis badań przepływowych na rdzeniach, które służą do ostatecznej weryfikacji efektywności zaprojektowanej cieczy kwasującej, między innymi na podstawie wizualizacji otworów robaczkowych wytworzonych w węglanowych korkach rdzeniowych. Rozdział 5 dotyczy zastosowania badań przeprowadzonych w Zakładzie Stymulacji Wydobycia Węglowodorów w Instytucie Nafty i Gazu – Państwowym Instytucie Badawczym do zaprojektowania i przeprowadzenia zabiegów w różnych formacjach złożowych. Opisano w nim efekty zabiegów zrealizowanych w odwiertach usytuowanych w formacjach czerwonego spągowca oraz dolomitu głównego przy użyciu różnych cieczy i metod ich zatłaczania. Rozdział 6 podsumowuje informacje zawarte w niniejszej publikacji. Umieszczono w nim również zalecenia i rekomendacje dotyczące przyszłych prac o tematyce stymulacji wydobycia metodą kwasowania.

EN

Matrix acidizing as a method of reservoir stimulation, is applicable to both sandstone and carbonate formations. One major advantage of using this technology, is the fact, that the reimbursement of the costs incurred for the execution of the treatment and the improvement of the productivity of the wellbore, takes place much faster than, for example, in the case of hydraulic fracturing treatment. In sandstone formations, the treatment is primarily to dissolve or remove perforation damage, and the porous space of the formation near the wellbore. The acid flowing through the pore system, dissolves solids deposited in it, as well as minerals and grains trapped in the contraction of pores [29]. This type of treatment is likely to succeed, if formation damage is caused by minerals and solids that can be removed by acid. In most cases, however, one cannot expect a significant increase in production after execution of matrix acidizing, if no damage is present. However, in carbonate formations, the acid dissolves the rock in a heterogeneous manner, creating channels with high permeability called wormholes. They are formed due to natural heterogeneity of the rock matrix permeability, in connection with which, also the flow of the acidizing liquid is varied in each of its elements. In areas where the flow rate is higher, the dissolution of the matrix is increased, and that causes an additional in¬crease in flow in those zones. The channels can be formed very quickly, because their flow resistance is insignificant, when compared to the surrounding (original) pore space. The purpose of the acidizing treatment in this case, is to reduce the "skin" factor by bypassing the damaged near-wellbore zone and to increase the effective wellbore radius. In the natural fractured carbonate reservoirs, the wormholes connect the existing fractures, forming long flow channels deeply penetrating the formation. In formations devoid of natural fractures, the length of wormholes can be about 1 to 2 m, while the permeability of the near-wellbore zone containing wormholes, is usually several orders of magnitude larger than the original permeability of the rock. The presented monograph consists of 5 chapters. Chapter 1 contains a general division of acid treatments into: acid baths, matrix acidizing and acid fracturing. It presents brief characteristics of each type of these tre¬atments and the stages that should be included in the proper preparation process of the acidizing treatment. Chapter 2 presents a detailed description of factors that may be the cause of formation damage in the near-wellbore zone, such as: fine particles present in the reservoir or clay minerals. The permeability of the near-wellbore zone can also be damaged as a result of the following works performed in the well: drilling, completion, production, stimulation, water flooding, or enhanced oil recovery (EOR). This chapter also describes techniques, including wells and laboratory tests used to determine damage to the formation. Chapter 3 relates to the selection of the acidizing liquid composition. It describes the basic types of acids and various additives that can be included in the composition of treatment liquids, such as: corrosion inhibitors, surfactants, alcohols, mutual solvents, iron control agents, clay control additives, agents stabilizing fine particles included in the formation, foaming agents, inhibitors of precipitation of calcium carbonate and calcium sulphate sediments and friction reducers. Chapter 4 contains a description of laboratory tests that are necessary for the proper design of the acidizing treatment. It presents the tests conducted to assess petrophysical and chemical properties of reservoir rocks and the tests conducted to design the tubing cleanout process prior to proper acidizing treatment. Its most extensive part, however, is the description of the tests conducted to select suitable additives for acidizing liquids. The chapter concludes with a description of core flow tests that are used for the ultimate verification of the designed acidizing liquid effectiveness, inter alia based on the visualization wormholes formed in carbonated core plugs. Chapter 5 concerns the use of the tests conducted in INiG – PIB Department of Production Stimulation for the design and execution of treatments in various reservoir formations. It describes the effect of the treatments performed in wellbores located in the formations of Rotliegend and Main Dolomite using various liquids and methods of their injection. Chapter 6 summarizes the information contained in this publication. It also conta¬ins recommendations and guidelines for further works on production stimulation using acidizing method.

Słowa kluczowe

PL

kwasowanie; wydobycie; stymulacja; badania laboratoryjne

EN

acidizing; wellbore stimulation; laboratory researches

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2017
• Tom: nr 218
• Strony: 1--142
• Opis fizyczny: Bibliogr. 59 poz., rys., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Czupski M.

autor

Kasza P.

Bibliografia

• [1] Allen T.O., Roberts A.P.: Production operations. Fourth edition, vol. 2, Oil & Gas Consultants International, Tulsa, Oklahoma, USA, 2000.
• [2] Almon W.R.: Sandstone diagenesis is stimulation design factor. Oil and Gas Journal, June, 1977, s. 56-59.
• [3] Ameafule J.O., Ajufo A., Peterson E., Durst K.: Understanding formation damage processes: an essential ingredient for improved measurement and interpretation of relative permeability data. SPE-16232-MS, doi: 10.2118/16232-MS, SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, 8-10 March 1987.
• [4] American Petroleum Institute: Recommended Practices for laboratory testing of surface active agents for well stimulation. API RP 42, second edition, Dallas, Texas 1977.
• [5] Barker K.M., Newberry M.E.: Inhibition and removal of low-pH-fluid-induced asphaltic sludge fouling of formations in oil and gas wells. SPE-102 738-MS, doi: 10.2118/102738-MS, 2007.
• [6] Berry S.L., Boles J.L. di Lullo G.F.: Evaluation of a safe, slightly acidic tubing clean-out fluid. SPE-84 125-MS, 2003, doi: 10.2118/84125-MS.
• [7] Bertaux J.: Fluid selection guide for matrix treatments. Dowell Schlumberger, 1986.
• [8] Buijse M.A., van Domelen M.S.: Novel application of emulsified acids to matrix stimulation of heterogeneous formations. SPE 39583, doi: 10.2118/39583-MS, 1998.
• [9] Chung F., Sarathi P., Jones R.: Modeling of asphaltene and wax precipitation. DOE Topical Report (NIPER-498), Bartlesville, Oklahoma, January 1991.
• [10] Clementz D.M.: Clay stabilization in sandstones through adsorption of petroleum heavy ends. Journal of Petroleum Technology, September 1977, s. 1061-1066.
• [11] Crowe C.W., Miller B.D.: New, low-viscosity acid-in-oil emulsions provide high degree of retardation at high temperature. SPE 4937, doi: 10.2118/4937-MS, 1974.
• [12] Curtis J., Kalfayan L.: Improving wellbore and formation cleaning efficiencies with environmental solvents and pickling solutions. SPE-81 138-MS, doi: 10.2118/81138-MS, 2003.
• [13] Czupski M.: Ocena efektywności kwasowania matrycowego formacji węglanowych. Nafta-Gaz 2010, nr 2, s. 100-106.
• [14] Czupski M.: Oczyszczanie armatury otworu przed zabiegami kwasowania. Nafta-Gaz 2009, nr 6, s. 462-468.
• [15] Czupski M.: Problemy stabilizacji węglowodorów podczas zabiegów kwasowania. Nafta-Gaz 2011, nr 4, s. 254-262.
• [16] Czupski M., Biały E.: Ochrona antykorozyjna armatury odwiertowej podczas zabiegów kwasowania. Bezpieczeństwo Pracy i Ochrona Środowiska w Górnictwie 2010, nr 5(189), s. 9-14.
• [17] Czupski M., Kasza P.: Badania transportu masy podczas heterogenicznej reakcji cieczy kwasujących i naturalnych rdzeni węglanowych. Przemysł Chemiczny 2016, nr 5, s. 938-942.
• [18] Czupski M., Kociński P., Leśniak Ł.: Opracowanie technologii zabiegów selektywnego kwasowania dla złóż ropno-gazowych usytuowanych w utworach dolomitu głównego. Materiały X Międzynarodowej Konferencji Naukowo-Technicznej Geopetro12016, Zakopane 19-22.09.2016, s. 779-782.
• [19] Czupski M., Masłowski M.: Zabiegi stymulacji wydobycia w wysokotemperaturowych złożach węglanowych metodą kasowania matrycowego. Przegląd Górniczy 2016, nr 4, s. 103-108.
• [20] Economides M.J., Nolte K.G.: Reservoir Stimulation. Third edition, Schlumberger powell, Sugar Land, Texas, USA, 2000.
• [21] Frasch H.: Increasing the flow of oil wells. United States Patent No. 556 669,1896.
• [22] Fredd C.N., Miller M.J.: Validation of carbonate matrix stimulation models. SPE-58 713-MS, doi: 10.2118/58713-MS, 2000.
• [23] Gabriel G.A., Inamdar G.R.: An experimental investigation of fines migration in porous media. SPE-12168-MS, doi: 10.2118/12168-MS, 58th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, California, 5-8 October 1983.
• [24] Gray D.H., Rex R.W.: Formation damage in sandstones caused by clay dispersion and migration. 14th National Conference on Clays and Clay Minerals, 1966, s. 355-366.
• [25] Gruesbeck C., Collins R.E.: Entrainment and deposition of fine particles in porous media. Society of Petroleum Engineers Journal, December 1982, s. 847-856.
• [26] Herzig J.P., Leclerc D.M., LeGoff P.: Flow of suspensions through porous media - application to deep bed filtration. Industrial and Engineering Chemistry 1970, vol. 62, no. 5, s. 8-35.
• [27] Hoefner M.L., Fogler H.S.: Pore evaluation and channel formation during flow and reaction in porous media. AlChE Journal 1998, vol. 34, no. 1, s. 45-54.
• [28] Hong K.C.: Productivity of perforated completions in formations with and without damage. Journal of Petroleum Technology, August 1975, s. 1027-1038.
• [29] Kalfayan L.: Production enhancement with acid stimulation. PennWell Corporation, Tulsa, Oklahoma USA, 2008.
• [30] Kasza P. et al.: Analiza pod kątem możliwości zwiększenia efektywności wypierania ropy w procesie nawadniania przez zastosowanie dedykowanych środków chemicznych na złożu B3. Zlec. wew. 944/KS, Archiwum INiG - PIB, Kraków 2014.
• [31] Kasza P., Czupski M., Biały E.: Ciecz kwasująca na bazie emulsji kwasowo- ropnej. Patent nr PL 215311 B1.
• [32] Kasza P., Czupski M., Dziadkiewicz M.: Zwiększenie wydobycia gazu z utworów czerwonego spągowca metodą kwasowania. Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej Geopetro12002, Zakopane 16-19.09.2002, s. 511-515.
• [33] Kasza P., Dziadkiewicz M., Czupski M.: From laboratory research to successful practice: a case study of carbonate formation emulsified acid treatments. SPE 98261-MS, doi: 10.2118/98261-MS, 2006.
• [34] Khilar K.C., Fogler H.S.: Water sensitivity of sandstones. Society of Petroleum Engineers Journal, February 1983, vol. 23, no. 1, s. 55-64.
• [35] Klaja J., Gąsior I.: Ilościowa ocena przestrzeni porowej zajętej wodą związaną w iłach, z wykorzystaniem metody magnetycznego rezonansu jądrowego. Nafta-Gaz 2010, nr 3, s. 178-188.
• [36] Krueger R.F.: An overview of formation damage and well productivity in oilfield operations. Journal of Petroleum Technology, February1986, vol. 38, no. 2, s. 131-152.
• [37] Levich V.G.: Physicochemical Hydrodynamics. Englewood Cliffs, N.J., Prentice Hall, 1962.
• [38] Lund K., Fogler H.S., McCune C.C., Ault J.W.: Acidization II: The dissolution of calcite in hydrochloric acid. Chemical Engineering Science, 1975, vol. 30, no. 8, s. 825.
• [39] Mofunlewi S.S., Uchendu U.: Evaluating the efficiency of near neutral pickling fluids. SPE-111 883-MS, doi: 10.2118/ 111883-MS, 2007
• [40] Muecke T.W.: Formation fines and factors controlling their movement in porous media. Journal of Petroleum Technology, February 1979, s. 144-150.
• [41] Nasr-El-Din H.A., Al-Mutairi S.H., Al-Driweesh S.M.: Lessons learned from acid pickle treatments of deep/sourgas wells. SPE-73 706-MS, doi: 10.2118/73706-MS, 2002.
• [42] Norman L.R., Conway M.W.: High-temperature gelled acid - laboratory development and field results. SPE-11501-MS, doi: 10.2118/11501-MS, 1983.
• [43] Ott W.K.: Well stimulation: acidizing and hydraulic fracturing. IHRDC, 1991, s. 7.1-7.60
• [44] Rabie A.I., Gomaa A.M., Nasr-El-Din H.A.: Determination of reaction rate of in-situ gelled acids with calcite using the rotating disk apparatus. SPE-133501-MS, doi: 10.2118/133501-MS, 2010.
• [45] Rabie A.I., Nasr-El-Din H.A.: Measuring the reaction rate of lactic acid with calcite using the rotating disk apparatus. SPE-140167-MS, doi: 10.2118/ 140167-PA 2011.
• [46] Rabie A.I., Shedd D.C., Nasr-El-Din H.A.: Measuring the reaction rate of lactic acid with calcite and dolomite by use of the rotating-disk apparatus. SPE-140167-PA, doi: 10.2118/140167-PA, 2014.
• [47] Reyath S.M., Nasr-El-Din H.A., Rimassa S.: Determination of the diffusion coefficient of inethanesulfonic acid solutions with calcite using the rotating disk apparatus. SPE-173794-MS, doi: 10.2118/173794-MS, 2015.
• [48] Rozieres de J., Chang F.F., Sullivan R.B.: Measuring diffusion coefficients in acid fracturing fluids and their application to gelled and emulsified acids. SPE-28552-MS, doi: 10.2118/28552-MS, 1994.
• [49] Sarkar A.K., Sharma M.M.: Fines migration in two-phase flow. Journal of Petroleum Technology, May 1990, s. 646-652.
• [50] Shaughnessy C.M., Kunze K.R.: Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices, SPE-9388-PA, doi: 10.2118/9388-PA, 1981.
• [51] Shukla S., Zhu D., Hill D.: Gas assisted acidizing of carbonate formations. SPE-82 273-MS, doi: 10.2118/82273-MS, 2003.
• [52] Smith C.F., Dollarhide F.E., Byth Nancy J.: Acid corrosion inhibitors - are we getting what we need? SPE-5644-PA, doi: 10.2118/5644-PA, 1975.
• [53] Stim-Lab Inc.: Effective diffusivity on a dolomite core sample. Duncan, Oklahoma 1996.
• [54] Suzuki F.: Precipitation of asphaltic sludge during acid stimulation treatment: cause, effect and prevention. SPE-26 036-MS, doi: 10.2118/26036-MS, 1993.
• [55] Taylor K.C., Al-Ghamdi A.H., Nasr-El-Din H.A.: Effect of rock type and acidizing additives on acid reaction rates using the rotating disk instrument. SPE-80256-MS, doi: 10.2118/80256-MS, 2003.
• [56] Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A.: Measurements of acid reaction rates with the rotating disk apparatus. Materiały „Canadian International Petroleum Conference", Calgary, 12-14 czerwca 2007.
• [57] Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A.: Measurements of acid reaction rates with the rotating disk apparatus. Journal of Canadian Petroleum Technology 2009, vol. 48, no. 6, s. 66-70.
• [58] Vinson E.F.: A novel reducing agent for combatting iron-induced crude oil sludging: development and case histories. SPE-31 127-MS, doi: 10.2118/31127-MS, 1996.
• [59] Wilk K. et al.: Analiza możliwości zwiększenia efektywności wypierania ropy w procesie nawadniania złoża BMB przez zastosowanie dedykowanych nanocieczy. Zlec. wew. 1071/KS, Archiwum INiG - PIB, Kraków 2016.

Uwagi

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018).