Выбор рабочих жидкостей для кислотной обработки

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 7Следующая ⇒

Наиболее важным этапом при проектировании технологии кислотной обработки является выбор рабочих жидкостей, так как их свойства определяют эффективность технологии при соблюдении параметров ее проведения [256].

Карбонатный коллектор

Для обработки карбонатного пласта к жидкостям предъявляют ряд специфических требований. Основные требования к жидкостям:

- высокая растворяющая способность;

- возможность регулировать скорость их реакции с карбонатной породой;

- продукты реакции не должны загрязнять ПЗП и легко удаляться из порового пространства;

- технологичность приготовления и хранения в промысловых условиях.

Карбонатные пласты состоят в основном из известняка (СаСO₃) и доломита CaMg(CO₃)₂. Для воздействия на карбонатный коллектор широкое распространение получила соляная кислота, обладающая высокой растворяющей способностью, или ее смесь как с органическими кислотами, так и с нейтральными жидкостями и газами, что позволяет регулировать фильтрационные свойства и скорость реагирования ее с породой. При обработке карбонатных коллекторов кислота реагирует с породой, а не с продуктами, загрязняющими ПЗП. Кислота обходит загрязнения и образует в породе новые каналы, соединяющие скважину с удаленной прискважинной зоной.

Реакции соляной кислоты с известняком и доломитом приведены ранее. От концентрации кислоты зависит не только коэффициент растворимости, но и скорость реакции. В результате экспериментальных исследований [256] было установлено, что скорость реакции растворов соляной кислоты возрастает при увеличении концентрации до 24-28 %. Вне этих пределов скорость реакции уменьшается (зависимость приведена на рис. 7.4). Скорость реакции резко уменьшается по мере отработки кислоты. Скорость реакции 15 % соляной кислоты при начальной концентрации почти в два раза выше, чем при эквивалентной концентрации 15 % соляной кислоты, полученной при отработке 28 % соляной кислоты. Чем выше начальная концентрация кислоты, тем ниже скорость реакции при ee частичной отработке. Это уменьшение скорости реакции кислоты объясняется замедляющим влиянием ионов продуктов реакции, насыщающих раствор по мере отработки более концентрированной кислоты. Поэтому при использовании эквивалентного количества кислоты двух различных концентраций время отработки более сильной кислотой будет большим.

1 - концентрация С₀ = 15 %; 2 - С₀ = 22 %; 3 - С₀ = 28 %; 4 - С₀ = 34 %; 5 - С₀ = 37 %

Рис. 7.4. Зависимость скорости реакции соляной кислоты с карбонатом

кальция от ее концентрации

Например, время отработки 28 % соляной кислоты при прочих равных условиях будет в два раза большим, чем эквивалентного количества 15 % кислоты. При использовании более сильной кислоты наблюдается большее увеличение ширины трещин и каналов, а это приводит к уменьшению отношения поперечного сечения к объему, т.е. площадь поверхности, доступная для обработки, уменьшается и, следовательно, время отработки кислоты возрастает. Таким образом, время отработки 28 % соляной кислоты фактически увеличивается более чем в пять раз по сравнению с временем отработки 15 % кислоты.

Соляная кислота при взаимодействии с известняком образует хлористый кальций и двуокись углерода, которые влияют на эффективность обработок. При равных объемах более концентрированная кислота образует большее количество этих продуктов, поскольку 28 % кислота растворяет вдвое больше известняка, чем 15 %, следовательно, и концентрация продуктов реакции вдвое больше.

На скорость реакций оказывают влияние также специальные добавки (ингибиторы). Цель кислотной обработки карбонатного коллектора - восстановить проницаемость ПЗП и снизить влияние скин-эффекта [256].

При закачке кислоты в карбонатный коллектор, имеющий высокую проницаемость при давлениях ниже давления раскрытия естественных микротрещин или образованных искусственных трещин, она фильтруется через пропластки с низкой загрязненностью и формирует большие каналы с ограниченной численностью; при этом чем ниже скорость реакции кислоты с породой, тем больше протяженность каналов. Для карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью скорость реакции не оказывает существенного влияния, так как время растворения определяется не только скоростью реакции, но и поверхностью контакта кислоты с растворяющей породой.

Скорость фильтрации кислоты в поровый коллектор при кислотной обработке с закачкой кислоты 1,0 м³/мин для скважины с продуктивной толщей 25 м у стенки скважины составит 0,5 см/с, а дальше от стенки скважины скорость уменьшится пропорционально квадрату радиуса контура растворения. Поэтому для низких значений проницаемости ~ до 10·10^{-15 м2} порода успевает раствориться полностью и практически образуется каверна, а не каналы. Поэтому при выборе рабочей жидкости необходимо учитывать не только скорость реакции кислоты с породой, но и проницаемость породы и свойства рабочей жидкости, определяющие ее фильтрующие свойства.

Кроме основных свойств, обязательных для всех видов обработки при проведении ГРП и обработки в режиме раскрытия естественных микротрещин, рабочие жидкости должны также обладать низкими коэффициентами утечек и иметь низкие потери давления на трение при их закачке в скважину.

Для снижения коэффициентов утечек применяют загущенные жидкости, пены и смеси с газами, а также эмульсии [256].

Для загущения жидкостей используют следующие вещества:

- гуаровую смолу;

- гидроксипропилгуар;

- карбоксиметилгидроксипропилгуар;

- гидроксиэтилцеллюлозу;

- карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу;

- карбоксиметилцеллюлозу;

- оксиэтилцеллюлозу.

Для снижения утечек жидкости широко применяются различного рода наполнители, такие как мел, вермикулит и другие.

При проведении обработки в режиме раскрытия микротрещин и ГРП для достижения необходимого давления в обсаженных скважинах часто применяют закупоривающие шары, которые перекрывают часть перфорационных отверстий и снижают утечки рабочей жидкости. Закупоривающие шары подаются в рабочую жидкость с помощью «Ball Injector», который устанавливается на линии высокого давления.

Для проведения обработки в режиме раскрытия микротрещин и ГРП применяют кислотные эмульсии на углеводородной основе (дизельное топливо, керосин, конденсат, нефть), которые обладают высокой пластической вязкостью и значительно снижают коэффициент утечек. Содержание кислоты в кислотной эмульсии может достигать 70 об. %. В качестве эмульгаторов в гидрофобных кислотных эмульсиях применяют высокомолекулярные соединения (амиды, полиамиды, имидозолины, поливалентные соли кислот талового масла).

Применение кислотных эмульсий при проведении обработки в режиме раскрытия микротрещин позволяет при сравнительно низких скоростях закачки достигнуть на забое давления раскрытия естественных микротрещин и за счет низкой скорости реакции обработать их на глубину, в несколько раз большую, чем при обработке кислотой. При реагировании кислоты, входящей в состав эмульсии, с карбонатной породой, эмульсия разрушается и благодаря углеводородной основе не снижает проницаемости углеводородного коллектора. Концентрация полимеров составляет примерно 5-10 кг на 1 м³.

Для снижения поверхностного натяжения продуктов реакции кислоты с карбонатной породой в рабочие жидкости целесообразно добавлять метанол, а при использовании в качестве рабочей жидкости кислотных эмульсий метанол можно использовать в качестве продавочной жидкости, что также приведет к снижению поверхностного натяжения продуктов реакции (рис. 7.5). Значения поверхностного натяжения некоторых жидкостей приведены в таблице 7.8.

1 - метанол; 2 - этиловый спирт.

Рис. 7.5. Зависимость поверхностного натяжения водного раствора хлористого кальция от содержания в нем спиртов

Примечание: при содержании метанола более 50 об. % поверхностное натяжение раствора практически не снижается

Таблица 7.8

Поверхностное натяжение жидкости на границе с газом при температуре 20°С

Вещество	Поверхностное натяжение, Н/м
Вода	72,75 · 10^-3
Уксусная кислота	23,5 · 10^-3
Этиловый спирт	22,3 · 10^-3
Ацетон	23,7 · 10^-3
Метиловый спирт (метанол)	22,6 · 10^-3

В случае, когда при кислотном ГРП применяется смесь соляной кислоты с жидким СО₂, соляная кислота и жидкий СО₂ закачиваются разными насосами и смешивание происходит в скважине. При нагреве до пластовой температуры жидкий СО₂ переходит в газообразное состояние и легко удаляется из порового пространства пласта не загрязняя его.

На диаграммах фазовых состояний СО₂ (рис. 7.6) показаны изменения температуры и давления на протяжении всего цикла ГРП на конкретном примере. Жидкий СО₂ перед ГРП находится в резервуаре при давлении 10 МПа и температуре - 35 °С (на диаграмме фазовых состояний (рис. 7.6) это соответствует точке 1). Из резервуара жидкий СО₂ подается насосом высокого давления в скважину (точка 3). В нашем случае давление в точке 3 составляет 40 МПа [256].

Рис. 7.6. Диаграмма фазовых состояний двуокиси углерода (СО₂)

Таким образом, повышение давление с 2 до 40 МПа составляет 38 МПа. По опытным данным, при повышении давления на 1 МПа повышение температуры происходит на 0,3°С, т.е. при повышении давления на 38 МПа температура повысится на 11,6 °С. При движении суспензии от устья до забоя она нагревается, что соответствует точке 4. Давление, при этом, может как повышаться, так и понижаться в зависимости от потерь на трение. При движении на трещине суспензия нагревается (точка 5) до температуры, близкой к пластовой. При закрытии скважины СО₂ нагревается до температуры пластового равновесия и расширяется до пластового равновесия (точка 6). При открытии скважины СО₂расширяется до поверхностного состояния (точка 7) и охлаждается. Температура жидкого СО₂ на поверхности перед закачкой используется для расчета температуры на забое и растягивающих усилий НКТ и обсадной колонны.

Терригенный коллектор

При кислотной обработке терригенных коллекторов повышение проводимости идет за счет растворения минералов, расположенных в поровом пространстве между основными кварцевыми зернами, а не за счет создания новых каналов при растворении основной матрицы, как это происходит при кислотной обработке карбонатных коллекторов. В поровом пространстве содержатся кремнеорганические соединения, оксиды металлов, сульфаты, хлориды, карбонаты, могут содержаться буровой раствор и проникающие в пласт цементные фильтраты. Единственной кислотой, растворяющей содержащие кремний минералы, является фтористоводородная кислота (HF). Поэтому все составы, используемые для матричной кислотной обработки терригенных коллекторов, содержат фтористоводородную кислоту [256].

Критерием для выбора жидкости для обработки терригенного пласта служат:

- минералогия;

- механизм загрязнения пласта;

- состояние скважины;

- совместимость жидкости для обработки с породой и флюидами пласта.

Выбор определяется следующими факторами:

- химический, т.е. растворимость продуктов реакции в закачиваемой жидкости или в природных пластовых флюидах;

- кристаллографический, т.е. являются ли осадки аморфными или кристаллическими;

- выпадение из раствора перемещающихся осадков в полости пор и на поверхности имеющихся зерен;

- концентрация осадков, способных закупорить поровую систему;

- проницаемость, размер пор и их конфигурация, температура, тип флюида в скважине и др. (фактор пласта).

Анализ перечисленных факторов и оценка влияния их на фильтрационные свойства пласта проводятся в лабораторных условиях [258], и на их основании производится выбор жидкости для обработки.

Основным загрязнением, снижающим дебит скважин, вскрывающих терригенные коллекторы, является загрязнение илом и глиной. Ил представляет смесь минералов кварца, полевого шпата, слюды, сульфата, карбонатов.

Загрязнение ПЗП может происходить:

- в результате выноса минералов из отдаленной зоны пласта в процессе эксплуатации скважин и осаждениея их вблизи ствола скважины в гравийных фильтрах, трещинах, полученных после проведения ГРП, что приводит к снижению дебитов;

- внесения ила и глины в ПЗП при бурении работах по освоению, заканчиванию и ремонту скважин.

Минералогический состав пластового ила и глины определяется по лабораторным исследованиям кернового материала пласта, что является сложной задачей. Привнесенные загрязнения можно предварительно прогнозировать по химсоставу применяемых промывочных рабочих жидкостей.

В таблице 7.9 приведены состав основных минералов, составляющих ил и глины, их химический состав и растворимость в соляное и грязевой кислотах.

Минералы, содержащие кремний, растворяются в фтористоводородной кислоте, а карбонатные соединения лучше растворяются в соляной кислоте, поэтому все составы для кислотной обработки терригенных коллекторов содержат фтористоводородную кислоту или ее продукт, предшествующий стадии реакции. Обычно используется смесь фтористоводородной и соляной кислот. Такая смесь получила название «грязевая кислота». Другие системы кислотной обработки минимизируют некоторые недостатки растворов грязевой кислоты и выполняют следующие функции:

- снижают расход фтористоводородной кислоты для достижения достаточного ее проникновения в ПЗП, это важно в высокотемпературных скважинах;

- предотвращают выпадение осадка побочных продуктов реакции близко к стволу скважины;

- обеспечивают вынос мелких частиц, освободившихся из породы в результате растворения их вяжущих материалов.

С минералогической точки зрения на реакционную способность минералов оказывают влияние два фактора: химический состав и поверхность. Чем меньше размеры зерен минералов, как породообразующих, так и цементов их скрепляющих (глинистого карбоната, кремниевого, смешанного), тем больше площадь реакционной поверхности, следовательно, выше растворимость.

При обработке терригенных коллекторов плавиковой кислотой образуются продукты реакции, некоторые из которых начинают оседать, как только их концентрация достигает предела растворимости. Растворимость основных продуктов реакции, способных к выпадению в осадок, приведена в табл. 7.10.

Избежать осадка коллоидной аморфной двуокиси кремния (ортокремниевой кислоты) практически нельзя. При гидролизе SiF₆^-2 освобождаются анионы F^-, которые включаются в комплексы алюминия, и образуется большой объем Si(OH)₄. Как правило, Si(OH)₄ осаждается на поверхности глины и стабилизирует ее. Осаждение увеличивается при

Таблица 7.9

Химический состав и растворимость общих минералов в кислотах

Минералы		Химический состав	Площадь поверхности	Растворимость
				HCl	HCl + HF
Кварц		SiО₂	Малая	Не наблюда-ется	Очень низкая
Полевой шпат	Ортоклаз	Si₃AlО₈K	От малой до средней		От низкой до средней
	Микроклин	Si₃AlО₈K
	Альбит	Si₃AlО₈Na	От малой до средней	Очень слабая
	Плагиоклаз	S_2-3 Al_1-2O₈(Na,Ca)
Слюды	Биотит	(AlSi₃O₁₀)K(Mg,Fe)₃(OH)₂	Малая	Наблюда-ется слабая	От низкой до средней
	Мусковит	(AlSi₃O₁₀)K(Al)₂(OH)₂
Глины	Каолинит	Al₄(Si₄O₁₀)(OH)₈	Большая	Слабая	Высокая
	Иллит	Si_4-xAl_xO₁₀(OH)₂K_xAl₂
	Монтмориллонит	(1/2Ca,Na)_0,7(Al,Mg,Fe)_4x (Si,Al)₈O₂₀(OH)₄ · nH₂O
	Хлорит	(AlSi₃O₁₀)Mg₅(Al,Fe)(OH)₈		От низкой до средней
	Смешанный пласт	Каолинит, иллит или хлорит с монтмориллонитом		Слабая
Карбонаты	Кальцит	СаСО₃	От малой до средней	высокая		Высокая, но с осажден-ием
	Доломит	Ca,Mg(CО₃)₂
	Анкерит	Ca(Mg,Fe)(CО₃)₂
	Сидерит	FeCО₃				Высокая
Сульфаты	Гипс	CaSО₄-2H₂О	Большая	От низкой до средней
	Ангидрит	CaSО₄
Прочее	Соль	NaCl		Высокая
	Оксиды железа	FeO, Fe₂О₃, Fe₃О₄

Таблица 7.10

Растворимость продуктов реакции

Вторичный продукт	Растворимость, (г/100 см³)
Ортокремниевая кислота (H₄Si0₄)	0,015
Фторид кальция (CaF₂)	0,0016
Кремнефтористоводородный натрий (Na₂SiF₆)	0,65
ГАлюминефтористоводородный натрий (Na₃AlF₆)	Слегка растворимый
Кремнефтористоводородный калий (K₂SiF₆)	0,12
Кремнефтористоводородный аммоний (NH₄)₂SiF₆	18,6
Кремнефтористоводородный кальций (CaSiF₆)	Слегка растворимый
Фторид алюминия (AlF₃)	0,559
Гидроокись алюминия (Al(OH)₃)	Нерастворима
Сульфид железа (FeS)	0,00062

высоких температурах. Процесс протекает быстрее в монтмориллонитной глине, чем в каолинитовой, т.к. в первой отношение величины Al/Si больше. Фтористый кальций, который образуется при взаимодействии известняка с плавиковой кислотой (уравнение 32), выпадает в осадок, но его можно частично избежать при низкой концентрации. В этом случае концентрация анионов фторида в растворе мала и ионы алюминия в состоянии извлекать фтор из CaF₂ по уравнению:

(7.71)

Комплексы алюминия или кремния-фтора могут вступать в реакцию с ионами щелочи из глин или щелочного полевого шпата с образованием нерастворимых щелочных фторосиликатов или фтороалюминатов:

2Na⁺ + SiF₆2^- = Na₂SiF₆. (7.72)

3Na⁺ + AlF₃ + ЗF^- = Na₃AlF₆. (7.73)

Выпадению фторсиликатов способствует высокая концентрация плавиковой кислоты. Этот осадок хорошо кристаллизуется.

Подобный осадок может образоваться также и при контактировании плавиковой кислоты с пластовыми рассолами, содержащими ионы щелочи. Это может происходить при недостаточной промывке.

Фторид алюминия (AlF₃) и гидроксид алюминия (Al(OH)₃) осаждаются особенно при высоком отношении HF/HCl (например, ). Ионы железа поступают за счет ржавчины труб и из железонесущих минералов (хлорит, гематит, пирит, глауконит). Может образоваться гидроокись железа (Fe(OH)₃), которая осаждается при рН > 2, и сульфид железа (FeS) при высокосернистых газах, который также осаждается при рН > 1,9.

Температура в значительной степени влияет на скорость растворения минералов, так как это термоактивированный процесс. Так, для кварца при увеличении температуры на 25 °С скорость удваивается. Растворимость алюминия и железа тоже увеличивается с ростом температуры.

Повышение давления увеличивает общую реакцию растворения. Следует иметь в виду, что давление влияет на фильтрационные процессы кислоты в поровом пространстве и, следовательно, на общий процесс растворения. Известно, что процесс растворения характеризуется не только скоростью реакции кислоты, но и доступной поверхностью. Общая поверхность пород песчаника относительно велика, однако все минералы имеют различную доступную поверхность, чем и объясняется большим расхождением скорости растворения различных минералов.

С понижением HF/HCl (отношение содержания фтористой кислоты к содержанию соляной кислоты) замедляется осаждение осадков, так как соляная кислота увеличивает растворяющую способность фтористой кислоты. Понижение концентрации фтористой кислоты в жидкости сокращает осаждение аморфного кремния и других соединений.

Этим обстоятельством и объясняется последовательное понижение концентрации HF. Так, например, первичная обработка проводится жидкостью, содержащей (в %): 13,5, HCl и 1,5 HF, а повторная - 6,5 HCl и 1,0 HF.

Наиболее эффективно удается обрабатывать терригенные коллекторы фторборной кислотой HBF₄, так как в результате гидролиза из нее получается фтористая кислота согласно реакции

HBF₄ + Н₂O -» HBF₃OH + HF. (7.74)

Условия равновесия при этом такие, что концентрация HF даже при высоких температурах остается низкой. При 100 °С ее концентрация составляет 0,15%, поэтому реакции, проходящие в этой системе, соответствуют низким концентрациям фтористоводородной кислоты, т.е. вероятность формирования осадков фторсиликатов или аморфного кремния сильно уменьшается.

В табл. 7.11 приведены основные рекомендуемые рецептуры для обработки призабойной зоны терригенного пласта с учетом его минералогии.

Таблица 7.11

Рекомендуемые рецептуры рабочей жидкости для обработки призабойной зоны терригенного пласта

Состав рабочей жидкости	Характеристика загрязнений	Технология
Ингибированная НС1 5-15%	При карбонатном цементе кольматация железистыми соединениями	Химическая обработка
Грязевая кислота HCl 7,5% + HF 1,5% дo HCl 15% + HF	Кольматация призабойной зоны, осаждение минеральных и органических осадков	Химическая обработка, очистка скважины
Смесь грязевой кислоты с метанолом 20-30 % метанола, 12%HCl, 3%HF	Минеральные и органические осадки	Химическая обработка, очистка скважины
Соляная кислота с метанолом	Кольматация органическими и железистыми осадками	Химическая обработка
HCl + ПАВ	Загрязнения ранее проведенными обработками	Промывка призабойной зоны
Загущенная грязевая кислота	Кольматация загрязнения твердыми и органическими осадками	Химическая обработка, ГРП
Глинистая кислота (HBF₄)	Загрязнения твердыми осадками	Химическая обработка
9 % р-р муравьиной кислоты	Органические отложения	Промывка ПЗП
2 г-12 % уксусной кислоты	Органические отложения	Промывка ПЗП
HF + органическая кислота	Твердые и органические отложения	Промывка призабойной зоны

Выбор жидкости основывается на главном правиле - жидкость должна эффективно противодействовать причинам, снижающим дебит скважин, то есть увеличивать проницаемость призабойной зоны.

Сложность минералогии терригенных коллекторов затрудняет выбор рабочих жидкостей. Необходимо установить возможность выпадения осадков в поровом пространстве при взаимодействии рабочей жидкости с породой коллектора. Выбору рабочей жидкости должно предшествовать установление причин, снижающих продуктивность скважины (кольматация ПЗП, твердые и органические отложения, водопроявление, пескопроявление и др.), а также условий их возникновения (при вскрытии пласта, в процессе эксплуатации скважины, ее ремонте). Необходимым условием при выборе рабочей жидкости является также учет минералогии пласта. Выбор рабочих жидкостей должен быть основан на заключениях специалистов по химии, геохимии и геологии.

Минералогию пласта определяют в результате лабораторных исследований кернового материала. По керну определяют пористость, проницаемость и коэффициент утечек рабочей жидкости.

В результате петрографических исследований устанавливают состав основной породы и цемента. В лабораторных условиях проверяют растворимость основной породы и осадочных пород.

Выбор параметров обработки

Параметрами, определяющими эффективность кислотной обработки, являются:

- давление обработки на забое скважины;

- объем рабочей жидкости.

Давление обработки

Давление обработки выбирается с учетом механизма воздействия кислоты на ПЗП.

Карбонатные коллекторы, как правило, трещиноватые, и глубина кислотной обработки зависит от проницаемости трещин, проницаемость которых увеличивается за счет растворения основной матрицы породы. Поэтому при кислотной обработке карбонатных коллекторов необходимо поддерживать на забое давление выше давления раскрытия естественных микротрещин, что позволит раскрыть их и создать разветвленную систему дренирования [259].

Восстановление проницаемости терригенных коллекторов при кислотной обработке происходит за счет растворения частиц, мигрирующих в поровом пространстве, поэтому необходимо обеспечить течение кислоты через пористую среду и каналы, создаваемые самой жидкостью. В случае, когда давление на забое превысит давление гидроразрыва, кислота пройдет по трещине и не сможет растворить или диспергировать внутрипоровые частицы, находящиеся в поровом пространстве ПЗП.

Поэтому при кислотной обработке терригенных коллекторов давление на забое должно быть ниже давления начала раскрытия естественных микротрещин, которое оценивается по формуле:

, (7.75)

где v - коэффициент Пуассона породы пласта;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина залегания середины продуктивного пласта, м;

- среднее значение плотности породы, залегающей от дневной поверхности

до подошвы пласта, кг/м³;

Р_пл - пластовое давление, Па;

- расчетный параметр

_б - постоянная Биотта;

С_m - сжимаемость матрицы, Па^-1;

С_п - сжимаемость породы, Па^-1.

Объем рабочей жидкости

Объем рабочей жидкости для предварительной промывки на 1 м пласта зависит от содержания карбонатов и пористости пласта и требуемого радиуса промывки и может быть оценен по формуле:

, (7.76)

где r_s - радиус глубины промывки, м, (принимают 1,0-1,5 м);

r_w - радиус скважины, м;

m - пористость пласта.

Оценка объема кислоты основной кислотной обработки является сложнейшей задачей и выбирается на основании большого опыта и статистического анализа результатов их проведения. Для оптимизации объема используется метод проб и ошибок. Чтобы свести до минимума количество операций при применении метода проб и ошибок, можно воспользоваться моделированием процесса кислотной обработки в режиме реального времени. Это позволяет не только проанализировать степень восстановления проницаемости, но и решить проблему определения объема кислоты для проведения основной кислотной обработки.

Суть метода моделирования кислотной обработки в режиме реального времени заключается в следующем:

- проводится закачка кислоты с постоянной скоростью, при которой на забое не достигается давление начала раскрытия микротрещины;

- непрерывно измеряется давление закачки на устье скважины и вычисляется давление на забое скважины по формуле

Р₃ = Р_у + Р_н + Р_тр, (7.77)

где Р - давление на устье скважины, Па;

Р_н - гидростатическое давление, Па;

Р_тр - потери давления на трение при закачке кислоты в скважину, Па.

Оценивается забойное давление по приемистости скважины по формуле:

(7.78)

где Р_пл - пластовое давление, Па;

q - скорость закачки, м³/с;

- вязкость закачиваемой жидкости, Па·с;

k - проницаемость незагрязненного пласта, м²;

h - толщина пласта, м;

В - объемный фактор;

- радиус контура кислоты при обработке, м;

r_w - радиус скважины, м;

- закачка кислотной смеси проводится до тех пор, пока забойное давление, рассчитанное по устьевому давлению при закачке кислоты, не станет близким к забойному давлению, рассчитанному по приемистости скважины;

- после того как сравняются (станут близкими) забойные давления, закачка прекращается и оценивается объем закачанной жидкости;

- по имеющимся статистическим данным оптимальный объем кислоты для обработки терригенного коллектора составляет от 0,5 до 1,0 м³ на 1 м толщины продуктивного пласта.

После проведения основной кислотной обработки проводится дополнительная промывка скважины 3-10% раствором соляной кислоты, метанолом, легким углеводородом или другими специальными промывочными жидкостями (агентами). Для газовых скважин лучше использовать азот.

Целью дополнительной промывки является вытеснение потенциальных осадков в глубь пласта. Обычно радиус промывки составляет 1,2 м. Требуемый объем рассчитывается по той же формуле, что и при расчете объема предварительной промывки. Расчетный объем основной промывочной жидкости необходимо увеличить на объем НКТ и подпакерного пространства скважины с учетом каверн, полученных от кислотной обработки.

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 884; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!