2022 СКОоо

Кислотные обработки ПЗС
Цель работы
Рассчитать продуктивность скважины после СКО и объем кислоты,
требуемый для закачки в пласт.
Общие сведения
Известно много методов кислотного воздействия, которые основаны на
способности
некоторых
кислот
растворять
горные
породы
или
цементирующий материал.
Применение таких кислот связано:
1. с обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.
2. с обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.
3. с растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.
4. с растворение глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС
процессе бурения, цементирования скважин.
Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение
получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов – смесь
соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота)
Солянокислотная обработка (СКО)
Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди
которых:
– обычная СКО;
– кислотная ванна;
– СКО под давлением;
– поинтервальная или ступенчатая СКО и др.
Рассмотрим обычную солянокислотную обработку. Эта обработка ПЗС
основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по
следующим реакциям:
1) известняк CaCO3:
CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2↑ ;
2) доломит CaMg(CO3)2:
CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2↑ .
Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко
удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.
Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в
поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не
увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму
узких и длинных каверн.
Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается
в закачке кислоты в пласт, по возможности на значительное расстояние от
стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов,
улучшение их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость
системы и дебит скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит
от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от
вещественного (химического) состава породы, от температуры, давления и
концентрации кислоты.
Скорость реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется
временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от
температуры.
Технология проведения обычной СКО
Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном
выполнении следующих операций:
1. Выполняется
промывка
скважины
(прямая,
обратная
или
комбинированная) при открытых задвижках на устье и затрубном
пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки
поступают в емкость на поверхности. В процессе этой операции скважина
очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и
асфальтенов,
которые
могут
отлагаться
в
призабойной
зоне,
в
перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве
жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо и другие
растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как
правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что
после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не
обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на
расчетную
величину толщины
продуктивного
горизонта
заполняется
жидкостью – бланкетом. В качестве бланкета обычно используют
концентрированный раствор хлористого кальция. Объем бланкета Vб
рассчитывают по формуле:
Vб   rc2 h ,
где
(1)
rc – радиус скважины, м;
h  – часть толщины пласта, которая не должна обрабатываться
раствором HCl, м.
Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после
расчета времени, в течение которого бланкет достигает нужной глубины.
2. В скважину закачивают кислотный раствор, объем которого зависит
от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой
глубины обрабатываемой зоны.
При достижении кислотным раствором обрабатываемого пласта
задвижку на затрубном пространстве закрывают.
3. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до
полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт
закрывается задвижка на устье скважины.
4. Происходит нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования
его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось,
зависит от давления и температуры и составляет от 1 до 24 часов.
5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и
освоение, а затем – исследование скважины.
Пример.
Определить, на сколько увеличится продуктивность скважины после
СКО. Рассчитать объем кислоты, требуемый для закачки в пласт.
По скважине известно:
радиус скважины rc = 215,9 мм;
радиус контура питания скважины rк = 250 м;
дебит скважины q = 10 м3/сут;
толщина пласта h = 10 м;
пористость m = 0,2;
сжимаемость  = 10 3 МПа1 ;
вязкость  = 1 сП;
плотность нефти  = 860 кг/м3;
данные «давление – время», полученные после обработки диаграммы
давления:
P , МПа 11,55 13,02 14,86 17,982
t,с
955 1905 2907
4820
20,5
22,88
24,41
25,3
25,59
25,93
6766
8739
10454 12505 14303 18152
Решение.
Для оценки увеличения дебита после СКО воспользуемся формулой
rк
s
qпроект
rс
,

rк
qфакт
ln
rс
ln
где
qфакт – фактический дебит скважины, м3/с;
(1)
qпроект – дебит скважины после СКО, м3/с;
rк – радиус контура питания скважины, м;
rc – радиус скважины, м;
s – скин-эффект.
Для расчета скин-эффект s по формуле:
k
 rзагр
s   II  1 ln
,
k
r
 I

c
(2)
необходимо определить проницаемость удаленной зоны k II , проницаемость
k I и радиус rзагр загрязненной зоны. Для этого построим график кривой
восстановления давления в координатах P  lg t (рисунок 2).
Р
28
26
Б С
24
22
II
20
18
16
А
14
I
12
lg tз
10
2
100
3
1000
4
10000
5
100000
lg t
Рисунок 2. График кривой восстановления давления
Графическое представление процесса исследования скважины в
полулогарифмических координатах позволяет выделить два прямолинейных
участка АБ и БС.
Участку АБ (прямая I)
соответствует фильтрации в
загрязненной зоне, а участку БС (прямая II) – в удаленной зоне.
С одной стороны, углы наклона прямых I и II можно определить,
воспользовавшись формулой
i  tg  
P(t 2 )  P(t1 )
.
lg t 2  lg t1
с другой стороны, известна зависимость:
(3)
kh
q
 0,183 ,

i
где
(4)
k – проницаемость, м 2 ;
h – толщина пласта, м;
 – вязкость, Па  с ;
q – дебит скважины, м3/с.
Поэтому, определив по формуле (3) значение
i , можем определить
проницаемости k I , k II соответствующих зон, т.е.
Радиус загрязненной зоны rзагр определяется по формуле:
rзагр  4
где
k
m 
 tз ,
k – проницаемость загрязненной зоны, м 2 ;
m – пористость;
 – вязкость, Па  с ;
 – сжимаемость, Па-1;
t з – время, соответствующее моменту перехода из загрязненной зоны в
удаленную, с.
На графике (рисунок 2) этот момент соответствует точке «излома»
(точке пересечения прямых I и II) с абсциссой lg t з  4,05 , следовательно,
t з  11220 с.
Таким образом, увеличение дебита после СКО равно
rк
250
 s ln
 9,3
qпроект
rс
0,2159


 2,
rк
250
qфакт
ln
ln
0,2159
rс
ln
т.е. дебит увеличится почти в 2 раза, что говорит о целесообразности
проведения СКО.
Требуемый для осуществления данной операции объем раствора
рассчитывается по формуле:
2
Vкис  2 (rзагр
 rс2 ) h m 
 2  3,14  (5,62  0,2159 2 )  10  0,2  393,3 м3 .
Таким образом, для проведения СКО требуется 393,3 м3, при этом
продуктивность скважины увеличится в два раза.
1. Карнаухов М.Л., «Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов», М.: «Недра», 1991. – 206 с.
2. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин, М.:
«Недра», 1984. – 268 с.
3. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А.Е., «Испытание скважин в процессе
бурения», М.: «Недра», 1982. – 312 с.
4. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М.:
Недра, 1990.
5. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных
месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова», М.: Недра, 1988.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко
и др. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.
7. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И. и др. Гидродинамические исследования
скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2000.
8. Методическое руководство ЗАО «ТННЦ» по интерпретации результатов
гидродинамических
исследований,
проводимых
при
контроле
за
разработкой месторождений в Тюменской Нефтяной Компании. Тюмень,
2001.
9. Valko, P.P. and Economides, M.J., «Heavy Crude Production from Shallow
Formations: Long Horizontal Wells Versus Horizontal Fractures», paper SPE
50421, 1998.
10. McGuire, W.J. and Sikora, V.J., «The Effect of Vertical Fractures on Well
Productivity», Trans. AIME (1960) 219, 401-405.
11. Soliman, M.Y., «Modifications to Production Increase Calculations for a
Hydraulically Fractured Well», JPT (Jan. 1983) 170-178.
12. Guerrero E.T., «Practical Reservior Engineering», The Petrolium Publishing
Co. 211 So. Cheyenne Tulsa, U.S.A 1968. – 265 p.