книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

сокислами железа и его соединениями в составе пород (на­ пример, в виде сидерита FeCO,) —хлорное железо FeCl3, кото­ рое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осад­ ка Fe(OH)3, способного закупоривать поры;

ссульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С — осадок гипса;

сокисью кремния в глинах —осадок, гель кремниевой кис­

лоты;

сокисью щелочных и щелочно-земельных металлов в гли­ нах —соответствующие соли.

Таким образом, во время реакции СКР образуются раство­ римые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпа­ дение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

скварцем — газоподобный SiF4, а после снижения кислот­ ности — гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупо­ ривает поры;

салюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF4;

скварцем и алюминием — параллельно с SiF4 образуется гексафторокремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6и K2SiF6 выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимуществен­ но растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, за­ грязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значи­ тельно меньше.

Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (биф­ торид аммония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% HF) применяют смесь (16% НС1 + 3%

БФФА). Наличие в растворе иона NH4 увеличивает раствори­ мость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэ­ тому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%- ной H2SiF6 + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая раство­ ряет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными по­ родами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. На­ иболее важно не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минера­ логического составов, структуры порового пространства, ре­ жимов фильтрации и термобарических условий прохождения

реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью Ск — 2—9% излишком СКР (10—15% НС1) от­ носительно содержания карбонатов увеличение проницаемо-сти сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: ks = 0,8 Ск. Конечно, после такой обработки терригенных кол­ лекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2—7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зави­ сит от начальной концентрации кислоты, термобарических ус­ ловий прохождения реакции в пласте, отношение поверхнос­ ти породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции, которые описываются параметром Рейнольдса Re.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной кон­ центрации. Таким образом, при иных равных условиях за оди­ наковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы пред­ положить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это прак­ тически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает воз­ растание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плави­ ковой —ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отноше­ ние реагирующей поверхности породы к объему кислоты в по­ рах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм —2000, Поэтому в поровых кол­ лекторах наблюдают резкое увеличение скорости нейтрализа­ ции. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм —20 см, а в поровых каналах разме­ ром 10 мкм —5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве про­ исходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдержива­ ния для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших кана­ лах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а сле­ довательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько

532

возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое про­ странство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях увеличе­ ние расхода кислоты практически не приводит к увеличению глубины обработки песчаного пласта.

Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

6.6.1. СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

(Acidizing technique)

Обработка углеводородно-кислотными и нефте­ кислотными эмульсиями (УКЭ и НКЭ) предназначена для уг­ лубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и ис­ пользуется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15% НС1, нефти или дизельного топлива и эмуль­ гатора (первичных дистиллированных аминов фракции С,7 — С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5%. Период ста­ бильности эмульсий составляет обычно tCXAB = 20—120 мин. при t„A = 160—100 °С. Эмульсия в период стабильности в ре­ акцию не вступает.

Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. На­ гревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во вре­ мя этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка — это последовательное воз­ действие на пласт термохимическим способом и кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработ­ ки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для обра­ зования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной НС1 выделяет­ ся 19 МДж теплоты. Для термохимической КО обычно приме­ няют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последователь­ ное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раство­ ра полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемом 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется как обычно). Селективные КО применяют для повторных об­ работок (третьих, четвертых и т.д.). Вязкая жидкость, нагне­

533

таемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействии при предыдущих КО, и содействует направлению потока КР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В ре­ зультате увеличивается толщина пласта, который продуциру­ ет нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глу­ бины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловле­ но прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызы­ вает расширение профиля поглощения кислоты. Во время ос­ воения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реак­ ции на поверхность.

Ограничением применения процесса является Тпл > 85 °С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5%, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Зака­ чивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми дав­ лениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пено­ образователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диа­ метром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для уве­ личения глубины растворения вследствие инициирования газо­ вой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продук­ тов реакции. По сравнению с другими способами КО данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а так­ же при повторных обработках. В карбонатных трещинных по­ родах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота —это смесь кислотного раствора, та­ кого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фа­ зой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в плас­ товых условиях от 0,8 до 3. Если степень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными

534

парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенам в кислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реак­ ции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ зака­ чивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кис­ лотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-эко­ номические показатели процесса.

6.6.2. РЕШЕНИЕ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

Задача 1.

Обосновать выбор скважины для кислотной об­ работки, определить объект обработки и фильтрационно-ем­ костные свойства обрабатываемых пластов. Предварительно провести комплекс гидродинамических и геофизических ис­ следований в скважине, исследовать образцы продуктивных пород.

По данным исследований скважины определяют потенци­ альный коэффициент продуктивности отдаленной зоны пласта Кпот с природными фильтрационно-емкостными свойствами; фактический коэффициент продуктивности всей зоны дренажа Кф; интервалы продуктивных пластов и их пористость; физи­ ческие свойства коллекторов данного пласта и влияние кислот­ ной обработки на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов.

Предложенная схема принятия решения относительно кис­ лотной обработки не является исчерпывающей и при наличии более полной информации может быть усовершенствована. Однако она дает представление о многогранности и сложно­ сти задачи.

Кислотную обработку проводят в скважине:

для которой фактический коэффициент продуктивности меньше потенциального, т.е. отношение продуктивности

нефтенасыщенные пласты, выделенные по данным гео­ физических исследований, характеризуются пористостью т 0 большей ее нижней предельной границы для пород коллекто­ ров тгр

толщина поглощающих пластов больше наименьшей пре­

535

дельной, которую следует обрабатывать кислотой, а это озна­ чает, что

где hni, —толщина пласта, поглощающего жидкость, м. Интервалы приемистости определяются расходомером во

время нагнетания в скважину жидкости с давлением, близким к нагнетанию кислотного раствора, или термометрией.

Пористость образцов песчаников и алевролитов обычно после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов, возрастает не

где ктр = 1,1.

Вследствие обработки глинокислотным раствором, объем которого равен объему СКР, после СКО пористость возрастает не менее чем на 10% по сравнению с предыдущей:

Начальная карбонатность коллекторов Ск больше предель­ ной карбонатности СкПР, ограничивающей применение СКР.

Если удовлетворяется условие (6.175), то проводят первые обработки СКО, а затем ГКО. Если начальная карбонатность меньше 3%, то проводят только обработку ГКО.

В завершение анализируют данные исследований, сравни­ вая профили приемистости с выделенными продуктивными пластами в разрезе скважины.

Коэффициент охвата разреза поглощением в вертикаль­

м; Азф — перфорированная толщина продуктивных пластов в скважине.

Из опыта проведения КО известно, что если коэффициент охвата разреза поглощением кв0 < 0,1, то проводят вторич­

536

ную перфорацию или поинтервальную КО; если кво > 0,5, то во время КО обычно воздействуют на весь разрез, а если

0,1 < кво < 0,5, то во время первых КО воздействуют на весь разрез, а вторые —четвертые и дальнейшие обработки долж­ ны быть направлены на расширение степени охвата обработ­ кой пластов по толщине, т.е. должны проводиться по техноло­ гии выборочных или поинтервальных обработок.

П р и м е р 1.1. Скважина эксплуатирует эоценовый песча­ ник. Дано К ф = 16 т/(сут ■МПа); К п о т = 51 т/(сут • МПа); в раз­ резе содержится пять пластов, разделенных в разрезе непро­ ницаемыми прослойками. Интервалы продуктивных пластов и их пористость приведены в табл. 6.16.

Нижний предел пористости мелкозернистых песчаников с содержанием цемента 5—10% составляет т ПР = 8%. После проб­ ного нагнетания в скважине проведена термометрия разреза. Обнаружены следующие поглощающие пласты: 2785—2795 м — основной, 2733—2740 м — второстепенный. Итак, принимаем

условно Ьпгл = 17 м. Обработка призабойной зоны еще не про­ ведена. Карбонатность коллекторов в среднем Ск = 4%. По дан­ ным лабораторных исследований пористость после СКО воз­ растает на 20% по сравнению с начальной. Обосновать выбор скважины для КО.

Решение

1.Рассчитываем значение ОП по формуле (6.170) ОП= 18/51 =0,35 <1.

Вэтом случае имеем значительные резервы увеличения про­ дуктивности скважины.

2.Проверяем по уравнению (6.171) пористость выделенных нефтенасыщенных пластов. Для всех пластов ш0 > т ПР, поэто­ му они являются коллекторами.

537

3.Толщина продуктивных пластов, которую определяют по формуле (6.172), значительно больше наименьшей предельной, поэтому они могут быть объектом КО.

4.Поскольку С„ = 4%, что по формуле (6.175) больше

СПР — 3%, и kms = 1,2 > ksnp, то применяем СКО.

5. Среди выделенных пластов обнаружена приемистость пласта с наибольшей пористостью. Во время КО, очевидно, кис­ лотный раствор будет поглощаться в интервале 2785—2795 и 2733—2740 м. Таким образом,

кво= 17/59 = 0,3.

Это означает, что большая часть разреза без специальной технологии не будет обрабатываться кислотой.

Следовательно, в скважине целесообразно проводить кис­ лотную обработку всего разреза для увеличения продуктивнос­ ти пластов с наилучшими коллекторами. Дальнейшие обработки следует проводить так, чтобы включать в разработку нижние пласты 2808—2851 м по схеме поинтервальной обработки. Ре­ шение о последующих обработках принимают исходя из резуль­ татов исследования скважины после первой СКО.

Задача 2.

Обосновать выбор скважины для кислотной об­ работки. Выделить объект и оценить его фильтрационно-ем­ костные свойства с учетом опыта эксплуатации скважин данной залежи и их обработки кислотами. Информация о скважине ограничена.

Известны следующие характеристики скважины: факти­ ческий дебит жидкости, интервалы продуктивных пластов и их пористость, пластовое давление, приемистость во время на­ гнетания жидкости в пласт, содержание глин и карбонатов в коллекторах. В результате исследований определены удель­ ные дебиты в разрезах других действующих скважин, веро­ ятная толщина поглощающих пластов при нагнетании кислот­ ных растворов.

Принимая во внимание перечисленные данные, кислотную обработку скважин можно рекомендовать при условии, что от­ ношение фактического дебита к ожидаемому дебиту удовлет­ воряет неравенству

где ОД —безразмерное отношение дебитов; дф, ()ож—фак­ тический и ожидаемый дебит жидкости, м3/сут.

538

Значение ожидаемого дебита рассчитывают по формуле

где Q 0 1 K , — удельный ожидаемый дебит i-x пластов, по­ ристость которых находится в определенных пределах,

м3/(сут • м); ЬЭФ, —толщина пластов, пребывающих в соответ­ ствующем диапазоне пористости, м.

Например, для эоценовых пластов в зависимости от порис­ тости определены удельные дебиты, приведенные в табл. 6.17.

Далее необходимо выбрать пласты данной скважины в ука­ занных пределах пористости, определить их толщину в каж­ дом из диапазонов и, пользуясь зависимостью (6.178), рассчи­ тать ожидаемый дебит, а затем отношение текущего дебита к ожидаемому.

Приемистость скважины q во время нагнетания с давлени­ ем, меньшим давления опрессовки эксплуатационной колонны,

Ограничением здесь является длительность нагнетания 6 м3кислоты, которая с учетом допустимого коррозийного воз­ действия на трубы при пластовой температуре и применяемых ингибиторах не должна превышать 6 ч. Это означает, что на­ именьший расход кислоты

qnp > 24 м3/сут.

Суммарная толщина продуктивных пластов в разрезе не

Для обоснования такого предельного значения использова­ ны данные термометрических исследований в многочисленных скважинах месторождений Предкарпатья после КО. Обнару­ жена средняя толщина интервала (13 м), который обрабатыва­ ли кислотой при среднеквадратичном отклонении ± 4 м. По­ этому наименее эффективной толщиной пласта, на который

целесообразно воздействовать кислотой, считается hnp = 13 — (2 ■4) = 5 м.

Количество глин в коллекторах Предкарпатья не больше, чем предельное Сгпр = 10 %, так как породы с большей глинис­ тостью обычно непроницаемые, или

С< Г

^г.пр•

539

Т а б л и ц а 6.17

Значение удельного дебита жидкости эоцеиовых пластов Предкарпатья

Относительная гидропроводность пластов, поддающих­ ся кислотной обработке (или иному методу ОПЗ, например, ГРП),

слойки} на к,, (проницаемость каждой прослойки, которая под­ вергается СКО, ГКО, ГРП и т.п.).

Условную гидропроводность скважины есм определяют для всех перфорированных продуктивных прослоек. Значение вяз­ кости пластовых жидкостей для этих расчетов условно прини­ мают равным единице.

Физический смысл относительной гидропроводности —до­ ля продуктивности обрабатываемых прослоек к продуктивно­ сти всех прослоек, вскрытых в разрезе скважины.

Отношение пластового давления к гидростатическому, свидетельствующее об энергетическом потенциале пластов

где кзнр —коэффициент, учитывающий энергетический по­ тенциал давления в пласте; ргст = HgplO~6 —гидростатическое давление в середине пласта (объекта), подвергнувшегося обра­ ботке, МПа; Н — глубина залегания пласта, м; р = 1000 кг/м3 — плотность воды; g = 9,81 м/с2; р„л — пластовое давление, при­ веденное к глубине Н, МПа.

П р и м е р 2.1, В скважине в интервале 2715—2920 м пер­ форированы шесть продуктивных пластов, которые сгруппи­ рованы по пористости, большей mnp = 7%, в четыре интервала (табл. 6.18). Проницаемость пластов рассчитана на основе из­ вестной пористости и типа коллектора.

Дебит скважины 86,6 м3/сут, газовый фактор 171 м3/т, плас­ товое давление 25 МПа, средняя глубина пласта 2800 м. При­ емистость скважины во время нагнетания воды с ПАВ при давлении 15 МПа равна 150 м3/сут. Обломочная часть породы

540