7.3. Кислотная обработка пласта

ПЗП неоднородна как в физическом (слои коллектора с различным гранулометрическим составом, структурой, диаметрами поровых каналов и характером цементиро­вания, а следовательно, с разной пористостью и проницаемостью), так и в химическом (разный минералогический состав скелетов и цементов отдельных слоев, характер и состав насыщающих флю­идов) отношении [256].

Восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП производятся различными методами:

- химическими;

- физическими;

- физико-химическими.

Среди существующих методов интенсификации скважин значительное место занимают физико-химические методы, и в частности кислотные обработки ПЗП.

Цель кислотной обработки - восстановление и повышение проницаемости призабойной зоны пласта, т.е. снижение ее фильтрационных сопротивлений и включение в отработку всех продуктивных пропластков, вскрытых скважиной.

Следует иметь в виду, что при воздействии кислотой на ПЗП в зависимости от его минералогического состава изменяется сам механизм восстановления и увеличения проницаемости пласта. Так, при проведении кислотной обработки восстановление и повышение проводимости ПЗП происходят за счет растворения материнской породы, образования новых и растворения поверхности естественных трещин, а не за счет растворения продуктов, загрязняющих ПЗП. В терригенных же коллекторах при кислотной обработке восстановление и повышение проницаемости призабойной зоны происходят за счет растворения находящихся в поровом пространстве кремнеорганических соедине­ний оксидов металлов, сульфатов, хлоридов, частиц из бурового раствора, проникших в пласт, цементных фильтратов и др. Поэтому для обработки карбонатных коллекторов основной кислотой является соляная, в то время как для кислотной обработки терригенного пласта все кислотные составы содержат фтористоводородную (плавиковую) кислоту [256].

Выбор объектов для кислотной обработки пласта

Выбор объектов для кислотной обработки ПЗП проводится на основании данных о промыслово-геофизических и газогидродинамических исследованиях скважины, данных о профиле притока, свойствах пластового флюида, коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, трещиноватость, их минералогический состав), свойствах бурового раствора, применявшегося при вскрытии пласта, и рабочей жидкости, применявшейся при перфорации.

Скважины, подлежащие кислотной обработке, выбираются по данным ГИС, ГДИ и КВД. По этим данным оцениваются проницаемость пласта, вскрытого скважиной, проницаемость и радиус загрязнения зоны, потенциальный и фактический дебиты, коэффициент скин-эффекта. Сравниваются потенциальный и фактический дебиты скважины, и получается один из трех возможных вариантов [256]:

- фактический дебит выше потенциального;

- фактический дебит близок или равен потенциальному;

- фактический дебит ниже потенциального.

Если фактический дебит газа выше потенциального или близок к нему, скважина считается освоенной, и эксплуатация ее экономически целесообразна, то проводить кислотную обработку не требуется, так как в этом случае все виды кислотной обработки неэффективны. В случае же, если эксплуатация скважины экономически нецелесообразна, то в таких скважинах, вскрывающих карбонатные коллекторы, необходимо проводить кислотный ГРП, а в терригенных - ГРП с проппантом.

Если дебит скважины ниже потенциального, то такие скважины подлежат кислотной обработке, что позволяет снизить коэффициент скин-эффекта за счет уменьшения кольматации ПЗП, а в некоторых скважинах сделать его отрицательным и, следовательно, повысить фактические дебиты [256].

Оценка потенциального дебита газовой скважины

Потенциальный дебит газовой скважины - это дебит, который имеет скважина при проектной или фактической величине депрессии на пласт или устьевом давлении, когда эксплуатируе­мый ею пласт будет иметь естественные ФЕС (пористость, прони­цаемость).

Потенциальный дебит скважин вычисляют из системы ура­внений, описывающих работу системы «пласт-забой-устье сква­жины» [256]:

(7.44)

где Р_пл - текущее пластовое давление, МПа;

Р₃ - давление на забое, которое устанавливается при работе скважины с

потенциальным дебитом, МПа;

А_п и В_п - коэффициенты фильтрационных сопротивлений при естественной

проницаемости эксплуатируемого пласта (залежи) соответственно

МПа²·сут/тыс. м³ и А_п (МПа·сут/тыс. м³)²;

Q_п - потенциальный дебит газовой скважины, тыс. м³/сут;

λ - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивле­ния лифтовых труб;

s - безразмерный показатель, вычисляемый по формуле:

(7.45)

где - относительная плотность газа;

L - длина лифтовых труб, м;

Т_ср - средняя расчетная температура в стволе при работе сква­жины с потенциальным

дебитом (К), вычисляемая по формуле:

(7.46)

где Т_з, Т_у - температура на забое и устье скважины соответственно, которая

устанавливается при отборе потенциального дебита, К;

z_cp - коэффициент сверхсжимаемости газа при Т_ср и Р_ср, определяемый по

приведенным параметрам давления и температуры (Р_пр= Р_ср/ Р_кр; Т_пр= Т_ср/ Т_кр);

D - внутренний диаметр лифтовых труб, м.

Критическое давление Р_кр и критическую температуру Т_кр определяют по компонентному составу газа и критическим параметрам входящих в него компонентов.

Среднее давление в стволе скважины Р_ср (МПа) вычисляют по формуле:

(7.47)

где Р_у - заданное давление на устье (головке) скважины до штуцера, МПа.

Для расчета средней температуры газа в стволе скважины необходимо предварительно определить температуру на забое Т_з и устье Т_у. При этом желательно иметь замеры температуры как на устье, так и на забое скважины.

Используют графические и аналитические методы определения указанных температур [256].

Аналитические методы трудоемки и требуют применения персо­нального компьютера. Наиболее простым способом оценки забой­ных и устьевых температур является использование изоэнтальпийных номограмм. При движении газа по двухступенчатой лифтовой колонне давление на забое Р_з, МПа, вычисляют по формуле:

, (7.48)

где

; (7.49)

; (7.50)

; (7.51)

; (7.52)

L₁,L₂ - длина верхней и нижней секции лифтовых труб соответственно, м;

D₁,D₂- внутренний диаметр верхней и нижней секции лифтовых труб соответственно, м;

, - безразмерные коэффициенты гидравлического сопро­тивления верхней и

нижней секции лифтовых труб соответственно.

Если количество секций лифтовой колонны различного диаме­тра более двух, то используют эквивалентный диаметр d_экв, м, вычи­сляемый по формуле:

, (7.53)

где n - количество секций НКТ;

V_i - объем i-й секции НКТ, м³;

L_i - длина i-й секции НКТ, м.

При встречающихся на практике скоростях течения газа в скважинах коэффициент является функцией числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости , вычисляемых по формулам:

; (7.54)

(7.55)

где k - размерный коэффициент, кг·с²/м⁴,

Q - дебит газа, тыс. м³/сут;

- относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр лифта, см;

- динамическая вязкость газа, мПа·с;

l_k - абсолютная шероховатость лифтовых труб, мм.

Величину абсолютной шероховатости l_k, мм, принимают согласно [252]:

- для новых стальных труб - 0,05-0,07;

- стальных труб, бывших в эксплуатации - 0,10-0,18;

- чугунных труб - 0,20-0,25.

Величину коэффициента k при расчетах движения газа в трубах принимают равной (при 20 °С и 760 мм рт. ст.) 1777 кгс²/м⁴.

При ламинарном течение (Re < 2300) коэффициент гидравлического сопротивления труб практически не зависит от шероховато­сти и вычисляется по формуле:

Re = 64/Re. (7.56)

При турбулентном течении (2300 < Re < 106), которое, как правило, имеет место в газовых скважинах, является функцией Re и и определяется по формуле:

. (7.57)

При больших расходах (Re > 106) наступает так называемая турбулентная автомодельность, когда λ не зависит от Re. В этом случае вычисляется по формуле:

(7.58)

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений эксплуати­руемого скважиной изотропного пласта А_n, В_n вычисляют по фор­мулам:

, (7.59)

, (7.60)

где - динамическая вязкость газа в термобарических условиях пласта, мПа·с;

Z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа в термобарических условиях пласта;

Р_ат - атмосферное давление, равное 0,1033 МПа;

Т_пл - пластовая температура, К;

_г - плотность газа при Р_ат и Т_ст, кг/м³;

К_п - естественная фазовая проницаемость по газу эксплуатиру­емого скважиной

пласта, определяемая по результатам лаборатор­ного исследования кернового

материала с учетом его водо- или газо­насыщенности, выделенной по ГИС или

результатам обработки газо­динамических исследований скважины, мкм²;

Н_эф - газонасыщенная толщина эксплуатируемого скважиной пла­ста, определяемая

по результатам геофизических исследований, м;

Т_ст - стандартная температура, 293 К;

L_м - коэффициент макрошероховатости породы пласта, м;

R_к - радиус контура питания, м;

R_c - радиус скважины, м, для практических расчетов обычно принимаемый

R_к = 500 м; R_c = 0,1 м;

C₁,C₂ - коэффициенты, учитывающие несовершенство скважи­ны по степени

вскрытия пласта;

С₂,С₄ - коэффициенты, учитывающие несовершенство скважи­ны по

характеру вскрытия пласта.

Величину коэффициента макрошероховатости l_м, характеризующего структуру порового и трещинного пространств эксплуатируемого пласта, вычисляют по формуле:

l_м = 4,25 ·10^-12 · K_n^1,45 (7.61)

Для большого класса естественных пористых сред коэффициент макрошероховатости породы l_м вычисляют по формуле:

, (7.62)

где S_B - объем связанной воды, доли ед;

m₀ - естественная открытая пористость коллектора, определя­емая по ГИС, доля ед.;

К₀ - абсолютная проницаемость пласта, мкм².

Коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины: C₁, С₂, С₃, С₄, вычисляют по формулам:

; (7.63)

; (7.64)

; (7.65)

(7.66)

где Н - относительное вскрытие пласта скважиной, вычисляемое по формуле:

, (7.67)

R_с - радиус скважины по долоту, м;

N₀ - количество перфорационных отверстий на 1 пог. м;

R₀ - радиус условно принимаемой полусферы, образующейся за цементным камнем

у каждого перфорационного отверстия (для практических расчетов принимают

равным 0,03 м);

n - число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне против продуктивного интервала пласта, вычисляемое по формуле:

. (7.68)

Если скважина эксплуатирует интервал анизотропного пласта, представленного пропластками с различными ФЕС (пористость, проницаемость, газонасыщенность), разделенными непроницаемыми (например, глинистыми) перемычками, то каждый из продуктивных пропластков можно принять за изотропный пласт (залежь). В этом случае коэффициенты фильтрационных сопротивлений пропластков вычисляют по формулам:

, (7.69)

, (7.70)

где n - количество продуктивных пропластков;

A_ni,B_ni - коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-гo пропластка.

Выбор типа кислотной обработки пласта

Наиболее ответственным этапом при проведении работ по интен­сификации является выбор технологии обработки, позволяющий получить положительный результат. Технология обработки выбирается с учетом вида загрязнения и характеристики продуктивного пласта (пластового давления, температуры, проницаемости, пористости, трещиноватости и др.), результатов предыдущих работ по интенсифи­кации, конструкции скважины и ее технического состояния [256].

Карбонатный коллектор

Обработка типа «кислотной ванны» и стандартные СКО допустимо применять при очистке забоя от осадочных пород и отслоений.

Для борьбы с органическими отложениями наиболее эффективно применять спиртокислотную обработку, а при больших продуктивных толщах и поинтервальную обработку.

При сильной глинизации и глубоком проникновении фильтрата бурового раствора наиболее целесообразно применять для обработки призабойной зоны технологии типа ГРП в режиме раскрытия микротрещин. Эти виды обработки при правильном выборе рабочей жидкости дают наибольший эффект и позволяют увеличить дебит скважин в несколько раз.

При газодинамических исследованиях скважины на стационарных режимах можно получить одно из трех возможных значений дебита газа:

- выше потенциального;

- близкое или равное потенциальному;

- ниже потенциального.

Если значение дебита газа выше потенциального или близко к нему и эксплуатация скважины экономически целесообразна, то проводить интенсифицирующую обработку необязательно.

Если эксплуатация скважины экономически нецелесообразна, то при дебите выше потенциального или близком к потенциальному (при поровом коллекторе продуктивного пласта) необходимо прове­сти массированный кислотный ГРП для образования разветвленной системы дренирования за счет создания искусственной трещины.

Если коллектор трещиноватый, то достаточно провести обработку ПЗП в режиме раскрытия микротрещин или мини - ГРП (с образованием длины трещины менее 10 м).

При дебите скважины ниже потенциального необходимо проанализировать как минимум три возможных случая:

- пластовое давление не превышает 0,9 (90 %) от горизонтальной составляющей горного давления;

- пластовое давление больше 0,9 от горизонтальной составляющей горного давления;

- пластовое давление равно или ниже гидростатического давления.

Если пластовое давление не превышает 0,9 от горизонтальной составляющей горного давления, то необходимо оценить радиус (R₃₃) и проницаемость (К₃₃) загрязненной зоны по данным ГИС, КВД и ИЛ [256].

Если радиус загрязненной зоны (R₃₃) больше 0,5 м, то следует провести кислотный ГРП; если радиус загрязненной зоны меньше 0,5 м, а проницаемость загрязненной зоны (К₃₃) больше 0,3 от проницаемости удаленной зоны (К_у), то достаточно провести обработку в режиме раскрытия микротрещин или мини - ГРП; если К₃₃ меньше 0,3К_у, то необходимо проводить кислотный ГРП.

Если пластовое давление превышает 0,9 от горизонтальной составляющей горного давления, то в случае, когда скважина имеет осложнения, мешающие проведению ГРП, проводят обработку в режиме раскрытия микротрещин; если нет осложнений, проводят кислотный ГРП.

При наличии на забое осадочных пород проводят «кислотную ванну» или стандартную кислотную обработку.

Если пластовое давление ниже гидростатического, то следует проводить ГРП с применением вспененной кислоты. Возможно проведение ГРП с применением жидкого СO₂, но в этом случае ГРП проводится с проппантом (песком) для закрепления трещины. Этот тип ГРП может быть применен и в других случаях при наличии жидкого СO₂.

Возможно проведение ГРП с использованием в качестве рабочей жидкости смеси жидкого СO₂ с соляной кислотой.

Терригенный коллектор

Так как при кислотной обработке терригенного коллектора фильтрационные свойства ПЗП восстанавливаются за счет растворения минералов, находящихся в поровом пространстве пласта, то выбор кислотной обработки производится на основании данных ГИС, ГДИ, КВД, вида загрязнений или минералогического состава.

На основании анализа данных ГИС, ГДИ и КВД [251] оценивается потенциальный и фактический дебит скважины. Если фактический дебит близок к потенциальному, то проводить кислотную обработку терригенного коллектора нецелесообразно, так как получить увеличение дебита в этом случае не удастся.

Для выбора типа кислотной обработки необходимо выяснить вид загрязнения. Наиболее часто встречаемые загрязнения терригенного пласта - или глина. По виду формирования их можно разделить на два типа. Первый тип загрязнения формируется в период эксплуатации скважин за счет миграции мелких частиц в порах пла­ста и осаждения их в призабойной зоне, второй - за счет внесения глины и ила при бурении, заканчивании и ремонте скважин. В лабораторных условиях устанавливаются минералогический и химический составы загрязнений. По минералогическому составу загрязнений и характеристикам пласта (проницаемость, пористость, темпе­ратура и др.) выбирается состав кислоты для обработки пласта.

Типичной последовательностью для общепринятой кислотной обработки терригенного пласта является следующая: предварительная промывка, основная обработка и окончательная промывка. Последовательность может быть более сложной при использовании различных жидкостей для предварительной промывки, таких как растворитель-кислота или рассол-кислота и даже растворитель-рассол-кислота. Когда используется борфтороводородная кислота, она должна разделяться нереагирующим составом (например, раствором хлористого аммония) для снижения скорости реакции борфтороводородной кислоты и разделения кислоты и несовместимых с ней продуктов реакции других кислот.

Целями предварительной промывки являются:

- замещение рассола в скважине;

- предотвращение контакта между плавиковой кислотой и любым пластовым - рассолом, содержащим К, Na, Ca;

- растворение максимального количества карбонатов, т.к. при растворении их плавиковой кислотой образуется CaF₂, который выпадает в осадок. Для растворения карбонатов может использо­ваться раствор соляной кислоты;

- минимизация выпадения в осадок железистых соединений. Для этой цели применяется уксусная кислота, которая действует как буферный и комплексообразующий реагент с низким рН;

- удаление парафиновых, асфальтеновых компонентов. Для этих целей применяются ароматические соединения (толуол, ксилол с соляной кислотой или в чистом виде);

- охлаждение забоя скважины для снижения скорости коррозии забойного оборудования.

В промывочные жидкости могут вводиться различные добавки (ПАВ, стабилизаторы глины, комплексообразующие элементы и др.).

Целями дополнительной промывки являются замещение используемой при предварительной промывке кислотной промывоч­ной жидкости и продавка ее в ПЗП на глубину до 1 м от ствола скважины.

Для дополнительной промывки рекомендуется использовать:

- хлористый аммоний (NH₄Cl) или 5-7 % раствор соляной кислоты; для нефтяных скважин может использоваться дизельное топливо;

- для скважин с низким пластовым давлением для дополнительной промывки рекомендуется применять азот.

Освоение скважины начинается с откачки использованной жидкости после обработки. Откачка должна производиться как можно быстрее, т.к. длительное пребывание продуктов реакции грязевой кислоты на забое ведет к кольматации ПЗП.

Закачка рабочих жидкостей проводится при давлениях на забое ниже давления ГРП.