بررسی اثر افزایه کندکار اسید امولسیونی بر روی سنگ کربناته گروه بنگستان

چکیده

اسیدکاری یکی از روش‌های افزایش تولید، انگیزش و تحریک مخازن کربناته می‌باشد و اسید کلریدریک متداول‌ترین اسید برای اسیدکاری این مخازن است. واکنش سریع این اسید با اجزای کلسیتی سازندهای کربناته موجب آسیب و خسارت به آن‌ها می‌شود. لذا با استفاده از افزایه کندکار اسید باید اثرات آن را بر روی سازند کند کرد. این عمل نفوذپذیری اسید در عمق سازند را افزایش داده و باعث بازده بیشتر چاه می‌شود.به منظور بررسی اثر افزایه کندکار اسید امولسیونی، یک مغزه کربناته از گروه بنگستان، میدان اهواز تهیه شد و یک سیستم ارزیابی بر اساس کاهش وزن سنگ طراحی شد. آزمایش‌ها با استفاده از یک نمونه کندکار تجارتی پرمصرف و یک نمونه کندکار طراحی شده در حضور محلول امولسیون اسید کلریدریک 15 و 28 درصد وزنی تحت شرایط دینامیک و در دمای 25 و 58 درجه سانتیگراد انجام گرفت و اثر پارامترهای غلظت و دما بر روی کندکار اسید بررسی شد. نتایج به‌دست آمده نشان می‌دهد که دما، اثر معکوسی بر کندکاری اسید کلریدریک در حضور دو افزایه فوق دارد به‌طوری‌که میزان کندکاری هر دو نمونه در دمای 58 درجه سانتیگراد حدود 5/2 برابر نسبت به دمای 25 درجه سانتیگراد کاهش یافته است.
انحلال بیش از حد مغزه (5/16-5/14 درصد) در امولسیون ساخته شده با اسید 28 درصد در دمای 58 درجه سانتیگراد در حضور هر دو نمونه کندکار دلیل بر آن است که اسید کلریدریک با غلظت فوق و یا بالاتر محیط بحرانی برای مخازن کربناته محسوب شده و باعث تخریب و آسیب سازند می‌شود.مقایسه مقدار کاهش وزن سنگ‌های آزمایش شده نیز نشان می‌دهد که محلول امولسیون اسید کلریدریک 15 درصد در اسیدکاری ماتریکسی مخازن کربناته، نسبت به محلول امولسیون اسید 28 درصد، ارجحیت دارد.
 
 
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Investigating the Effect of an Emulsified Acid Retarder on Bangestan Carbonate Rock

چکیده [English]

Acidizing is one of the methods used for the stimulation of carbonate reservoirs to improve oil production. Hydrochloric acid (HCl) is the most common acid for acidizing these reservoirs. Since fast reaction of this acid with calcite components of carbonate formations damages them, the effect of HCl should be retarded by acid retarders. This gives the acid the ability to penetrate more deeply into the formation, which will enhance well performance.
In this research, a Bangestan core was taken from south of Iran and an evaluation system was designed based on the weight loss of rock samples. Experiments were carried out under dynamic conditions at 25 and 58°C using a commercial and a designed acid retarder in the presence of 15 and 28 wt% HCl emulsified acid respectively, and the effect of acid concentration and temperature were investigated. The results show that increasing temperature inversely affects the retarding characteristics of the above two retarders. The high dissolution of rock samples (14.5-16.5%) in 28% HCl emulsified acid shows that such a concentration as well as higher ones is a critical condition for carbonate reservoirs and damage them. Comparison of the amounts of rocks weight loss also shows that 15% HCl is normally preferred over 28% HCl in matrix acidizing of carbonate reservoirs.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Carbonate Reservoirs
  • Acid retarder
  • Wells stimulation
  • Wells acidizing

[1] BJ Co, Fundamentals of acidizing, BJ services, 1991.

[2] Schechter R.S., Oil well stimulation, Prentic Hall, New Jersey, 1992.

[3] Sengul M. & Remisio H.A., Applied carbonate stimulation-an engineering approach, SPE paper 78500, Presented at the 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 13-16 October, 2002.

[4] Siddiqui S. & Nasr-El-Din H.A., “Wormhole initiation propagation of emulsified acid in carbonate cores using computerized tomography”, J. Petrol. Sci. & Eng., Vol. 54, pp. 93-111, 2006.

[5] Buijse M., de Boer P. & Breukel B., “Organic acids in carbonate acidizing”, SPE Prod. Fac., Vol. 19, No.3, pp.128-134, 2004.

[6] Kalfayan L., Production enhancement with acid stimulation, 1st Ed., PennWell Co., USA, 2000.

[7] Xie X., Weiss W.W., Tong Z. & Morrow N.R., “Improved oil recovery from carbonate reservoirs by chemical stimulation”, SPEJ, Vol. 10, No. 3, pp. 276-285, 2005.

[8] Fast C.R., Rixe F.H. & Duffield E.L., Retarded acid emulsion, U.S. Patent: 3681240, 1972.

[9] Knight D.D., Treatment of wells, U.S. Patent: 3353603, 1967.

[10] Crowe C.W., Acidizing composition, U.S. Patent: 3779916, 1973.