Kinetyka reakcji cieczy kwasujących ze skałą dolomitową

• Autorzy: Czupski Marek

Warianty tytułu

EN

Reaction kinetics of acidizing liquids with dolomite rock

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Jednym z głównych czynników mających wpływ na efektywność zabiegów kwasowania matrycowego, jak i szczelinowania kwasem jest szybkość reakcji płynu kwasującego ze skałą węglanową. Często zabiegi wykonywane przy użyciu cieczy kwasujących opartych na roztworach HCl kończą się niepowodzeniem ze względu na bardzo szybką reakcję tych cieczy z węglanami w wysokich temperaturach złożowych. Ciecz kwasująca nie penetruje wtedy odpowiednio głęboko w formację z utworzeniem otworów robaczkowych, a rozpuszcza tylko jej czoło, co skutkuje słabą efektywnością zabiegów. Celem niniejszej pracy było określenie wpływu rodzaju cieczy kwasującej na przebieg reakcji ze skałą pochodzącą z poziomu cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2). Założono również, że dzięki nowym żelowanym i emulgowanym cieczom kwasującym możliwe będzie zmniejszenie szybkości reakcji roztworów kwasu solnego z wymienioną wcześniej skałą złożową. W ramach realizacji pracy wykonano badania stabilności emulsji typu kwas w ropie, a następnie testy reologiczne żelowanych i emulgowanych cieczy kwasujących. Badania kinetyki reakcji przeprowadzono na korkach rdzeniowych wyciętych ze skały pochodzącej z dolomitu głównego (Ca2), charakteryzujących się małymi wartościami współczynników przepuszczalności (0,03–0,14 mD) i porowatości (7,69–12,90%). Do wyznaczenia kinetyki reakcji trzech rodzajów cieczy kwasujących ze skałą złożową użyto aparatu wirujący dysk. Badania przeprowadzone na tym urządzeniu pozwoliły na określenie trzech następujących wielkości: współczynnika dyfuzji efektywnej (De), stałej szybkości reakcji (k) i rzędu reakcji (n). W części teoretycznej niniejszej publikacji opisano sposoby opóźniania szybkości reakcji cieczy kwasujących ze skałami węglanowymi. Omówiono również wpływ parametrów na szybkość reakcji cieczy kwasujących ze skałami złożowymi oraz metody wyznaczania współczynnika dyfuzji oraz szybkości reakcji. Szczegółowo opisano zastosowanie aparatu wirujący dysk do wyznaczania tych wielkości. Badania wykazały, że wartości współczynnika dyfuzji efektywnej (De) rosną wraz z temperaturą i stężeniem kwasu solnego w zakresie od 5% do 15% oraz zależą również od rodzaju cieczy kwasującej. Największy wzrost jego wartości w analizowanym zakresie stężeń odnotowano dla roztworu HCl w temperaturze pomiarowej 30°C i wynosił on 7,10·10−8 cm2/s, natomiast najmniejszy – dla emulgowanych cieczy kwasujących w 40°C i był równy 9,20·10−10 cm2/s. Wartości tego współczynnika w przypadku żelowanych cieczy kwasujących w temperaturze 120°C są od 9- do 13-krotnie mniejsze, natomiast w przypadku emulgowanych cieczy kwasujących od 396- do 938-krotnie mniejsze w porównaniu do roztworów HCl. Z kolei wartości stałej szybkości reakcji dla emulsji kwasowych były o około rząd wielkości mniejsze niż dla żelowanych cieczy kwasujących i dwa rzędy wielkości mniejsze w porównaniu do roztworów HCl. Wszystkie wartości wyznaczonych rzędów reakcji zawierają się w zakresie pomiędzy 0 a 1, a więc typowym dla reakcji heterogenicznych. Emulgowane ciecze kwasujące – spośród cieczy poddanych badaniom – najbardziej efektywnie obniżają szybkość reakcji ze skałą dolomitową. Odbywa się to poprzez zmniejszenie szybkości transportu masy, jak i samej reakcji na powierzchni skały złożowej. Ciecze te zostały z powodzeniem zastosowane w zabiegach kwasowania matrycowego w odwiertach zlokalizowanych w utworach dolomitu głównego. Zarówno w otworach ropnych, jak i gazowych osiągnięto wzrost produkcji z jednoczesnym spadkiem ciśnienia różnicowego, przy którym to wydobycie jest prowadzone.

EN

One of the main factors affecting the effectiveness of matrix acidizing treatment and acid fracturing is the reaction rate of acidizing fluid with carbonate rock. Often, treatments performed using acidizing liquids based on HCl solutions fail due to their very fast reaction with carbonates at high reservoir temperatures. The acidizing liquid does not penetrate deeply into the formation so as to create wormholes, but only dissolves its face, which results in poor treatment effectiveness. The aim of this study was to determine the effect of the type of acidizing liquid on the rate of reaction with the rock of the Zechstein Main Dolomite (Ca2). It was also assumed that thanks to new gelled and emulsified acidizing liquids it would be possible to reduce the reaction rate of hydrochloric acid solutions with the reservoir rock mentioned earlier. As part of the study, stability tests of acid-in-oil emulsions were performed, followed by rheological tests of gelled and emulsified acidizing liquids. Reaction kinetics studies were performed on core plugs cut from the Main Dolomite (Ca2) rock, characterized by low values of permeability coefficients (0.03 - 0.14 mD) and porosity (7.69 - 12.90%). A rotating disk apparatus was used to determine the kinetics of the reaction of reservoir rock with three types of acidizing liquids. Tests carried out on this device allowed the determination of the following three quantities: effective diffusion coefficient (De), reaction rate constant (k) and reaction order (n). Methods of reaction rate retardation of acidizing liquids with carbonate rocks were described in the theoretical part of this publication. Factors that affect reaction rate of acidizing liquids with reservoir rocks and the methods for determining the diffusion coefficient and reaction rate were also discussed. The use of a rotating disk apparatus for determining these quantities has been described in detail. Studies have shown that the values of effective diffusion coefficient (De) increase with the temperature and concentration of hydrochloric acid in the range from 5% to 15%. Moreover, this effect depends on the type of acidizing liquid. The biggest increase in its value in the analyzed concentration range was noted for the HCl solution at the measuring temperature of 30°C, this being 7.10·10-8 cm2/s, while the smallest for emulsified acidizing liquids at 40°C was equal to 9.20·10-10 cm2/s. The values of this coefficient for gelled acidizing liquids at 120°C are from 9 to 13 times lower, while for emulsified acidizing liquids – from 396 to 938 times lower compared to HCl solutions. In turn, the reaction rate constant values for acidic emulsions were about an order of magnitude smaller than for gelled acidizing liquids and two orders of magnitude smaller compared to HCl solutions. All values of the determined orders of reaction are between 0 and 1, which is typical for heterogeneous reactions. Emulsified acidizing liquids, among all tested liquids, most effectively decrease the rate of reaction with dolomite rock. This came about due to reducing the rate of mass transport, as well as the effect of the reaction itself on the surface of the reservoir rock. These liquids have been successfully used in matrix acidizing treatment in wells located in the Main Dolomite strata. Both in oil and gas wells, the application of these liquids have simultaneously enabled increased production and reduction of the differential pressure at which extraction is carried out.

Słowa kluczowe

PL

kinetyka; ciecze kwasujące; skały dolomitowe

EN

kinetics; acidizing liquids; dolomite rocks

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2020
• Tom: nr 228
• Strony: 1--131
• Opis fizyczny: Bibliogr. 70 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Czupski Marek

Bibliografia

• [1] Adenuga O.O., Sayed M.A., Nasr-El-Din H.A. (2013): Reaction of simple organic acids and chelating agents with dolomite. SPE-164480-MS, DOI: 10.2118/164480-MS.
• [2] Alkhaldi M.H., Nasr-El-Din H.A., Sarma H. (2010): Kinetics of the reaction of citric acid with calcite. SPE Journal, vol. 15, no. 3, s. 704-713.
• [3] Allen Т.О., Roberts A.P. (2000): Production operations. Fourth edition, vol. 2, Oil & Gas Consultants International, Tulsa, Oklahoma, USA.
• [4] Al-Mohammad A.M., Nasr-El-Din H.A., Al-Aamri A.M., Al-Fuwaires O. (2006): Reaction of calcite with surfactant-based acids. SPE-102838-MS, DOI: 10.2118/102838-MS.
• [5] Al-Mutairi S.H., Hill A.D., Nasr-El-Din H.A. (2007): Effect of droplet size, emulsifier concentration and acid volume fraction on the rheological properties and stability of emulsified acids. SPE-107741-MS, DOI: 10.2118/107741-MS.
• [6] Al-Mutairi S.H., Nasr-El-Din H.A., Hill A.D. (2009): Effect of droplet size on the reac¬tion kinetics of emulsified acid with calcite. SPE-112454-MS, DOI: 10.2118/112454-MS.
• [7] American Petroleum Institute (1977): Recommended practices for laboratory testing of surface active agents for well stimulation. API RP 42, second edition, Dallas, Texas.
• [8] Anderson M.S. (1991): Reactivity of San Andres dolomite. SPE Production Engineer¬ing, vol. 6, no. 2, s. 227-232.
• [9] Barron A.N., Hendrickson A.R., Wieland D.R. (1962): The effect of flow on acid reac¬tivity in carbonate fracture. SPE-134-PA, DOI: 10.2118/134-PA.
• [10] Boomer D.R., McCune C.C., Fogler H.S. (1972): Rotating disk apparatus for reaction rate studies in corrosive liquid environments. The Review of Scientific Instruments, vol. 43, no. 2, s. 225-229.
• [11] Buijse M.A., Boer P. de, Breukel В., Klos M., Burgos G. (2003): Organic acids in carbonate acidizing. SPE-82211-MS, DOI: 10.2118/82211-MS.
• [12] Buijse M. A., Domelen M. S. van (1998): Novel application of emulsified acids to matrix stimulation of heterogeneous formations. SPE 39583, DOI: 10.2118/39583-MS.
• [13] Chang F.F., Nasr-El-Din H.A., Lindvig Т., Qiu X.W. (2008): Matrix acidizing of carbonate reservoirs using organic acids and mixture of HCl and organic acid. SPE-116601-MS, DOI: 10.2118/116601-MS.
• [14] Conway M. W., Asadi M., Penny G.S., Chang F. (1999): A comparative study of straight/ gelled/emulsified hydrochloric acid diffusivity coefficient using diaphragm cell and rotating disk. SPE-56532-MS, DOI: 10.2118/56532-MS.
• [15] Crowe C.W., McGowan G.R., Baranet S.E. (1990): Investigation of retarded acids provides better understanding of their effectiveness and potential benefits. SPE-18222- PA, DOI: 10.2118/18222-PA.
• [16] Crowe C.W., Miller B.D. (1974): New, low-viscosity acid-in-oil emulsions provide high degree of retardation at high temperature. SPE-4937-MS, DOI: 10.2118/4937-MS.
• [17] Czupski M. (2000): Analiza procesu kwasowania z wykorzystaniem pomiarów absorpcji atomowej. Zlec. wew. 24/KE, Archiwum INiG - PIB, Kraków.
• [18] Czupski M. (2003): Opracowanie podstaw technologicznych żelowania cieczy kwasujących w aspekcie zastosowania ich w zabiegach kwasowania złóż. Zlec. wew. 23/KE, Archiwum INiG - PIB, Kraków.
• [19] Czupski M„ Kasza P. (2002): Kinetyka heterogenicznej reakcji skał wapiennych z kwasem solnym. Nafta-Gaz, nr 6/7, s. 340-346.
• [20] Czupski M., Kasza P. (2016): Badania transportu masy podczas heterogenicznej reakcji cieczy kwasujących i naturalnych rdzeni węglanowych. Przemysł Chemiczny, nr 5, s. 938-942.
• [21] Czupski M., Kasza P. (2017): Zabiegi kwasowania w stymulacji wydobycia z odwiertów - projektowanie oparte na badaniach laboratoryjnych. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu - Państwowego Instytutu Badawczego, nr 218, Kraków.
• [22] Czupski M., Masłowski M. (2016): Zabiegi stymulacji wydobycia w wysokotemperaturowych złożach węglanowych metodą kwasowania matrycowego. Przegląd Górniczy, nr 4, s. 103-108.
• [23] Dill W.R., Keeney B.R. (1978): Optimizing HCl-formic acid mixtures for high temperature stimulation. SPE-7567-MS, DOI: 10.2118/7567-MS.
• [24] Economides M. J., Nolte K. G. (2000): Reservoir Stimulation. Third edition, Schlumberger Dowell, Sugar Land, Texas, USA.
• [25] Edinburgh Petroleum Services (1995): Core analysis. Data acquisition and interpreta¬tion. Edinburgh.
• [26] Fredd C.N., Fogler H.S. (1998a): Alternative stimulation fluids and their impact on carbonate acidizing. SPE Journal, vol. 3, no. 1, s. 34-41.
• [27] Fredd C.N., Fogler H.S. (1998b): The influence of chelating agents on the kinetics of calcite dissolution. Journal of Colloid and Interface Science, vol. 204, no. 1, s. 187-197.
• [28] Frenier W.W., Hill D.G. (2002): Effect of acidizing additives on formation permeability during matrix treatments. SPE-73705-MS, DOI: 10.2118/73705-MS.
• [29] Fu D., Chang. F. (2005): Compositions and methods for treating a subterranean formation. US patent 6929070 B2.
• [30] Gdański R.D., Norman L.R. (1986): Using the hollow-core test to determine acid reac¬tion rates. SPE-12151-PA, DOI: 10.2118/12151-PA.
• [31] Hendrickson A.R., Rosene R.B., Wieland D.R. (1961): Acid reaction parameters and reservoir characteristics used in design of acidizing treatments. SPE-71-MS.
• [32] Kasza P. (2000): Opracowanie metodyki badań skał złożowych na aparacie RDA pod kątem zabiegów kwasowania. Zlec. wew. 25/KE, Archiwum INiG - PIB, Kraków.
• [33] Kasza P. (2001): Badania właściwości skał złożowych pod kątem zabiegów kwasowania przy użyciu aparatu RDA-100. Zlec. wew. 217/KE, Archiwum INiG - PIB, Kraków.
• [34] Kasza P., Czupski M., Biały E. (2013): Ciecz kwasująca na bazie emulsji kwasowo-rop nej. Patent nr PL 215311 BI.
• [35] Kasza P., Dziadkiewicz M., Czupski M. (2006): From laboratory research to successful practice: a case study of carbonate formation emulsified acid treatments. SPE 98261 -MS, DOI: 10.2118/98261-MS.
• [36] Katheeri M„ Nasr-El-Din H.A., Taylor K.C., Grainees A.H. (2002): Determination and fate of formic acid in high temperature acid stimulation fluids. SPE-73749-MS, DOI: 10.2118/73749-MS.
• [37] Levich V.G. (1962): Physicochemical Hydrodynamics. Prentice Hall, Englewood Cliffs, N.J.
• [38] Li L., Nasr-El-Din H.A., Chang F.F. (2008): Reaction of simple organic acids and chelating agents with calcite. IPTC-12886-MS, DOI: 10.2523/IPTC-12886-MS.
• [39] Liao Y., Zhang D„ Peng J., Liang H„ Gong Y. (2017): Measurement of reaction rate of gelled acids and calcite with rotating disk apparatus. Natural Resources, vol. 8, no. 8, s. 559-568, DOI: 10.4236/nr.2017.88035.
• [40] Litt M., Serad G. (1964): Chemical reactions on a rotating disk. Chemical Engineering Science, vol. 19, no. 11, s. 867-884.
• [41] Lund K, Fogler H.S., McCune C.C. (1973): Acidization I: The dissolution of dolomite in hydrochloric acid. Chemical Engineering Science, vol. 28, no. 3, s. 691-700.
• [42] Lund K„ Fogler H.S., McCune C.C., Ault J.W. (1975): Acidization II: The dissolution of calcite in hydrochloric acid. Chemical Engineering Science, vol. 30, no. 8, s. 825.
• [43] Lungwitz В., Fredd С., Brady M., Miller M. (2007): Diversion and cleanup studies of viscoelastic surfactant-based self -diverting acid. SPE Production & Operations, vol. 22, no. 1, s. 121-127.
• [44] Mumallah N.A. (1991): Factors influencing the reaction rate of hydrochloric acid and carbonate rock. SPE-21036-MS, DOI: 10.2118/21036-MS.
• [45] Nasr-El-Din H.A., Al-Mohammad A.M., Al-Aamri A.D., Al-Fahad M.A. (2009): Quantitative analysis of reaction-rate retardation in surfactant-based acids. SPE Production & Operations, vol. 24, no. 1, s. 107-116.
• [46] Nasr-El-Din H.A., Al-Mohammad A.M., Al-Aamri A.D., Al-Fuwaires O. (2008): Reaction of gelled acids with calcite. SPE Production & Operations, vol. 23, no. 3, s. 353-361.
• [47] Nierode D.E., Kruk K.F. (1973): An evaluation of acid fluid loss additives, retarded acids, and acidized fracture conductivity. SPE-4549-MS, DOI: 10.2118/4549-MS.
• [48] Nierode D.E., Williams B.B. (1971): Characteristics of acid reaction in limestone formations. SPE-3101-PA, DOI: 10.2118/3101-PA.
• [49] Ortega A., Nasr-El-Din H.A., Rimassa S. (2014): Acidizing high temperature carbonate reservoirs using methanesulfonic acid: a coreflood study. American Association of Drilling Engineers Fluids Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 15-16 kwietnia 2014.
• [50] Rabie A.I., Gomaa A.M., Nasr-El-Din H.A. (2010): Determination of reaction rate of in-situ gelled acids with calcite using the rotating disk apparatus. SPE-133501-MS, DOI: 10.2118/133501-MS.
• [51] Rabie A.I., Gomaa A.M., Nasr-El-Din H.A. (201 la): Reaction of in-situ-gelled acids with calcite: reaction rate study. SPE Journal, vol. 16, no. 4, s. 981-992.
• [52] Rabie A.I., Mahmoud M.A., Nasr-El-Din H.A. (2011b): Reaction of GLDA with calcite: reaction kinetics and transport study. SPE-139816-MS, DOI: 10.2118/139816-MS.
• [53] Rabie A.I., Nasr-El-Din H.A. (201 lc): Measuring the reaction rate of lactic acid with calcite using the rotating disk apparatus. SPE-140167-MS, DOI: 10.2118/140167-MS
• [54] Rabie A.I., Shedd D.C., Nasr-El-Din H.A. (2014): Measuring the reaction rate of lactic acid with calcite and dolomite by use of the rotating-disk apparatus. SPE Journal, vol. 19, no. 6, s. 1192-1202
• [55] Raczkowski J. (1981): Technologia płuczek wiertniczych. Wydawnictwo „Śląsk".
• [56] Reyath S.M., Nasr-El-Din H.A., Rimassa S. (2015): Determination of the Diffusion Coefficient of Methanesulfonic Acid Solutions with Calcite Using the Rotating Disk Apparatus. SPE-173794-MS, DOI: 10.2118/173794-MS.
• [57] Rozieres J. de, Chang F. F., Sullivan R. В. (1994): Measuring diffusion coefficients in acid fracturing fluids and their application to gelled and emulsified acids. SPE-28552-MS, DOI: 10.2118/28552-MS.
• [58] Sayed M.A., Nasr-El-Din H.A. (2012): Reaction rate of emulsified acids and dolomite. SPE-151815-MS, DOI: 10.2118/151815-MS.
• [59] Sayed M.A. Nasr-El-Din H.A., Nasrabadi H. (2013): Reaction rate of emulsified acids and dolomite. Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 52, no. 3, s. 164-175.
• [60] Schechter R.S. (1992): Oil well stimulation. Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey.
• [61] Stim-Lab Inc. (1996): Effective diffusivity on a dolomite core sample. Duncan, Oklahoma.
• [62] Taylor K.C., Al-Ghamdi A.H., Nasr-El-Din H.A. (2003a): Effect of rock type and acidizing additives on acid reaction rates using the rotating disk instrument. SPE-80256-MS, DOI: 10.2118/80256-MS.
• [63] Taylor K.C., Al-Ghamdi A.H., Nasr-El-Din H.A. (2003b): Measurement of acid reaction rates of a deep dolomiticgas reservoir. PETSOC-2003-068, DOI: 10.2118/2003-068.
• [64] Taylor K.C., Al-Katheeri M.I., Nasr-El-Din H.A. (2005): Development and field application of a new measurement technique for organic acid additives in stimulation fluids. SPE Journal, vol. 10, no 2, s. 152-160.
• [65] Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A. (2007): Measurement of acid reaction rates with the rotating disk apparatus. PETSOC-2007-015, DOI: 10.2118/2007-015.
• [66] Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A., Mehta S. (2004): Anomalous acid reaction rates in carbonate reservoir rocks. SPE-89417-MS, DOI: 10.2118/89417-MS.
• [67] Van Domelen M.S., Jennings A.R. (1995): Alternate acid blends for HPHT applications. SPE-30419-MS, DOI: 10.2118/30419-MS.
• [68] Wybudowski W., Kasza P., Czupski M. (2004): Zastosowanie emulsji kwasowych do efektywnej stymulacji złóż węglanowych w Polsce. Nafta-Gaz, nr 9, s. 471-474.
• [69] Wydział Chemii Uniwersytetu Łódzkiego, http://chemia.uni.lodz.pl/ (dostęp: 9.02.2002).
• [70] Yan L., Sullivan R.B., Rozieres de Jean, Hinkel J.J. (1993): An overview of current acid technology with recent implications for emulsified acids. SPE-26581-MS, DOI: 10.2118/26581-MS.

Uwagi

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).