Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		ПРОЕКТИРОВАНИЕ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
	10.1. ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА Кислотная обработка (КО) - это метод увеличения проницаемости приза-бойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы. Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбо­натных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих скважинах и на­гнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонт­ных работ. Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки назы­ваются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (Éäé). Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-30 % НС1) и смесь соля­ной (10-15 % НС1) и плавиковой (1-5 % HF) кислот. Для проведения КО в скважину спускают 62-73-мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая - с кислотовозом (Аз-30 А) и ав­тоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессовывают-ся давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину. Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного обору­дования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток за­планированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагне­тания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления 342

	поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевре­менное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает умень­шение эффективности СКО и особенно ГКО. Механизм кислотного воздействия на коллектор рассмотрим с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увели­чение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных мате­риалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее пол­ной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав ак­тивной части растворов. При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кисло­те. Например, известно, что 1 м3 различных кислот растворяет: 15 %-ной НС1 - 200 кг известняка СаСО3 или около 70 кг легкорастворимой части эо-ценового песчаника, содержащего 89 % SiO2, 3 % карбонатов и 7 % глин; 4 %-ной HF — 48 кг каолина; 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF — 70 кг глинопорош-ка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита. Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м3 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение кон­центрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 Í„, ‡ ‰Ó 5 % - ‰Ó 66 Í„. Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных рас­творов и оценках возможной глубины проникновения активной части кисло­ты в пласт. Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твер­дой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии. Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород - водорастворимые соли СаС12, MgCl2, газ СО2, во­да; с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в ви­де сидерита FeCO3) - хлорное железо FeCl3, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)3, способного закупоривать по­ры; с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С - осадок гипса; с окисью кремния в глинах - осадок, гель кремниевой кислоты; с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах — соответ­ствующие соли. Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и вре­менно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков. Во время взаимодействия глинокислоты образуются: с кварцем - газоподобный SiF4, а после снижения кислотности - гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры; с алюмосиликатами (глинами) - газоподобный SiF4; с кварцем и алюминием - параллельно с SiF4 образуется гексафторо-кремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6 и K2SiF6 выпадают в оса­док. 343

	Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глини­сто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше. Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид ам­мония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12 % НС1 + 3 % HF) применяют смесь (16 % НС1 + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NHJ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными по­родами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА. Для обработки песчаников применяют также смесь 20 %-ной H2SiF6 + 24 %-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины по­добно глинокислоте. Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами обра­зуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные заку­поривать поровое пространство. Наиболее важно - не допустить закупори­вания пласта продуктами реакции после ГКО. Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кис-лотных растворов зависит от химического и минералогического соста­вов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобари­ческих условий прохождения реакции. Например, после обработки эо-ценовых песчаников с карбонатностью Ск = 2—9 % излишком СКР (10— 15 % НС1) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемос­ти сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: ks = 0,8Ск. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов 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 зависит от начальной концентра­ции кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, от­ношение поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кис­лотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции, кото­рые описываются параметром Реинольдса Re. Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализа­ции кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким обра­зом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки. Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с со­ляной кислотой замедляется, а с плавиковой - ускоряется. Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагиру­ющей поверхности породы к объему кислоты в порах, 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 коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализа­ции. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной со­ляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм - 344

	20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм - 5 см при других равных ус­ловиях. Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется. Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на ско­рость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глуби­на обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях увеличение рас­хода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пла­ста. Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать вы­бор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, избрать рецеп­туру и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пре­бывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции. Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогичес­кого составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны. Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + HF), раствори­теля, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора. Для обработки известняков, карбонизированных (Ска3 %) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15 % НС1, а при Гщ, а 100 °С - иногда и 30 % НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (Ск < 3 %) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10-15 % НС1, а за ней — ГКР 1—5 % HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при Ск = 3 % его мож­но записать как 1:1. Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие ре­зультаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз. Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Ктк, который представляет собой соотношение коли­честв растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству рас­творенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С доста­точно обеспечить значение Ктк = 20. Если температура 15 %-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора "Север-1" уменьшает рас­творимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и от концентрации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно приме­нять для Г s НО °С, Со s 22 % НС1 с Ктк = 23; ингибитор В2 - для Т s 345

	<; 100 °С; Со <; 36 % НС1 с Ктк = 260; ингибитор ПБ-5 - для Г s 100 "С, Со s 22 % НС1 с Ктк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5- 1 о/ /о. Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe3+ в виде гидрооки­си железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органи­ческие кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe3+, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2 %-ной уксусной кислоты - до Т s s 60 °С, для 0,5 %-ной лимонной кислоты до Г s 90 °С; для 0,65 %-ной КРАСТ - до Г s 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм2. Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в по­роде, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и об­легчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть - продукты реакции и гидрофобизируют поро­ды (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3-0,5 %. Вместо катионоактив-ных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол. При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3-0,5 % неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу. Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м3/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м3/м, а при третьей - 1,5 м3/м. Если КО предназначено для извлечения кар­бонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмуль­сий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30-60 ÏËÌ. Во время КО чаще всего применяют не менее 6-12 м3 КР и только ино­гда 24 м3 и более. Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давле­ния разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равно­мерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллек­торов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта. Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонат­ных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в преде­лах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллек- 346

	торов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину про­никновения активной кислоты (глубину обработки). Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллек­торов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатаци­онной колонны в пласт. Во время обработки карбонизованных терригенных коллекторов Ск s s 10 % используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концент­рация Со, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспотен-циальному закону)" и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 Со. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направ­лении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникно­вения фронта активной кислоты, в которой С = Со и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны - узкая с Со > С > 0 и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать хи­мическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с началь­ной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дрениро­вания пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30-50 % объема кислотного раствора. Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т.п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов. Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превы­шать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбо­натного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах вы­держка КР в пласте не нужна, а в карбонатных - нежелательна. Если по­сле вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происхо­дит и эффективность КО возрастает. Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют пу­тем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В слу­чае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20-30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение про­дуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине. Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.
	347

	10.2. СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на кар­бонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15 % НС1, нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дис­тиллированных амминов фракции С17 - С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5 %. Период стабильности эмульсий составляет обычно tCTa6 = 20 + -i- 120 мин при tjn = 160-5-100 °С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает. Термохимическая КО - воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном нако­нечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещи­нах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности. Термокислотная обработка - это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в приза-бойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15 %-ной НС1 выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО. Технология селективных КО предполагает последовательное закачива­ние в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2 %-ного раствора ПАВ объемом 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется, как обычно). Селективные КО применяют для по­вторных обработок (третьих, четвертых и т.д.). Вязкая жидкость, нагнетае­мая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию 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 результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса. Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проник­новения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность. Ограничением применения процесса является Гпл > 85 °С или содержа­ние хлоридов в пластовых водах более 5 %, так как тогда во время фильтра­ции в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низ­кими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет осво­ение скважины. Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразовате­лем (0,5 % ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степе­нью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образо- 348

	вания пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и ка­мерой смешения диаметром около 8 мм. Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глу­бины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО, данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет. Газированная кислота - это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природ­ным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если ступень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями -насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную за­движку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса. 10.3. МЕТОДИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ Методика проектирования изложена в виде комплекса задач: проверка целесообразности выбора скважины для КО (задачи 10.1 и 10.2); обоснование расхода кислоты во время ее нагнетания в пласт (задача 10.3); подбор рецептуры кислотных растворов, названия кислот и присадок к растворам и их концентрации для КО (задача 10.11); расчет количества растворенной породы и изменения пористости после СКО (Á‡‰‡˜Ë 10.6 Ë 10.7); расчет изменения проницаемости пород после СКО и ГКО (задача 10.8); определение основных технологических параметров процесса и оценка целесообразности его проведения для СКО (обработка СКР, задачи 10.4, 10.5 и 10.9); определение количества растворенной породы и изменения пористости после Éäé (Á‡‰‡˜Ë 10.14 Ë 10.15); расчет основных технологических параметров процесса и оценка целе­сообразности его проведения для ГКО (последовательная обработка СКР и ГКР (Á‡‰‡˜Ë 10.12, 10.13 Ë 10.16); расчет объемов продавливающей и вытесняющей жидкости (задача 10.10); определение товарной массы реагентов, являющихся составными кис­лотных растворов (задача 10.17).

	Задача 10.1 Обосновать выбор скважины для кислотной обработки, определить объект обработки и фильтрационно-емкостные свойства обрабатываемых пластов. Предварительно провести комплекс гидродинамических и геофизических исследований в скважине, исследовать образцы продуктивных пород. Методика По данным исследований скважины определяют потенциальный коэффици­ент продуктивности КПОТ отдаленной зоны пласта с природными фильтраци-онно-емкостными свойствами; фактический коэффициент продуктивности всей зоны дренажа Кф; интервалы продуктивных пластов и их пористость; физические свойства коллекторов данного пласта и влияние кислотной об­работки на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов. Предложенная схема принятия решения относительно кислотной обра­ботки не является исчерпывающей и при наличии более полной информа­ции может быть усовершенствована. Однако она дает представление о много­гранности и сложности задачи. Кислотную обработку проводят в скважине: для которой фактический коэффициент продуктивности меньше потен­циального, т.е. отношение продуктивности
	= Кф/Кпот<\;                                                                                   (10.1) нефтенасыщенные пласты, выделенные по данным геофизических ис­следований, характеризуются пористостью ш0, большей ее нижней предель­ной границы для пород коллекторов т^, т.е. m0 > Щу                                                                                                    (10.2) Для предкарпатских месторождений т^ = 7-5-11 % и возрастает с увели­чением содержания глинисто-карбонатного цемента и уменьшением размера зерен скелета пласта; толщина поглощающих пластов больше наименьшей предельной, которую следует обрабатывать кислотой, а это означает, что
	где Апгл - толщина пласта, поглощающего жидкость, закачанную в пласт, м, для предкарпатских месторождений принято hup a 5 м. Интервалы приемистости определяются расходометрией во время на­гнетания в скважину жидкости с давлением, близким к нагнетанию кислот­ного раствора, или термометрией. Пористость образцов песчаников и алевролитов Предкарпатья после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полно­го удаления карбонатов, возрастает не менее чем на 10 %: ^пр>                                                                                                      (10.4)
	где ksnp= 1,1. Вследствие обработки глинокислотным раствором, объем которого равен объему СКР, после СКО пористость возрастает не менее чем на 10 % срав­нительно с предыдущей: kmg = mg/ms a kg np,                                                                                              (10.5) 350

	где т0 - начальная пористость; ms и тд - пористость после обработки СКР иГКР;^пр=1,1. Возрастание пористости после ГКО определится как произведение kmsg= = h h т р h        =11-11=1 91 Начальная карбонатность коллекторов Ск больше предельной карбонат-ности Ск „р, ограничивающей применение СКР. Например, для песчаников Предкарпатья Ск пр = 3 % и СК*СК.Щ.                                                                                                         (10.6) Если удовлетворяется условие (10.6), то проводят первые обработки СКО, а затем ГКО. Если начальная карбонатность меньше 3 %, то проводят только обработку ГКО. В завершение анализируют данные исследований, сравнивая профили приемистости с выделенными продуктивными пластами в разрезе скважины. Коэффициент охвата разреза поглощением в вертикальной плоскости ‚.Ó = hÔ„Î/h˝Ù,                                                                                            (10.7) где hnTJ1 - толщина пласта, поглощающего жидкость, м; /гэф - перфорирован­ная толщина продуктивных пластов в скважине. Из опыта проведения КО известно, что если коэффициент охвата раз­реза поглощением kBO < 0,1, то проводят вторичную перфорацию или поин-тервальную КО; если kBO a 0,5, то во время КО обычно воздействуют на весь разрез, а если 0,1 < kBO < 0,5, то во время первых КО воздействуют на весь разрез, а вторые - четвертые и дальнейшие обработки должны быть направлены на расширение степени охвата обработкой пластов по толщине, т.е. должны проводиться по технологии выборочных или поинтервальных обработок. Пример 10.1.1 Скважина эксплуатирует эоценовый песчаник. Дано Кф = 16 т/(сут • МПа); ^пот = 51 т/(сут • МПа); в разрезе содержится пять пластов, разделенных в разрезе непроницаемыми прослойками. Интервалы продуктивных пластов и их пористость приведены в табл. 10.1. Нижний предел пористости мелкозернистых песчаников с содержанием цемента 5-10 % составляет т^ = 8 %. После пробного нагнетания в скважи­не проведена термометрия разреза. Обнаружены следующие поглощающие пласты: 2785-2795 м - основной, 2733-2740 м - второстепенный. Итак, при­нимаем условно Апгл = 17 м. Обработка призабойной зоны еще не проведена. Карбонатность коллекторов в среднем Ск = 4 %. По данным лабораторных
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.1 Характеристика разреза скважины при	= 59 Ï
	Интервал продуктивного пласта, м Перфорированная толщина про­дуктивных пластов в скважине, м Пористость, % 2733-2740 2756-2768 2785-2795 2808-2820 2823-2851 7 12 10 12 18 12,0 9,8 13,0 10,5 9,6
	351

	исследований пористость после СКО возрастает на 20 % по сравнению с начальной. Обосновать выбор скважины для КО. Решение 1.  Рассчитываем значение ОП по формуле (10.1): éè= 18/51 = 0,35< 1. В этом случае имеем значительные резервы увеличения продуктивности скважины. 2.  Проверяем по уравнению (10.2) пористость выделенных нефтенасы-щенных пластов. Для всех пластов т0 > тщ, поэтому они являются коллек­торами. 3.  Толщина продуктивных пластов, которую определяют по формуле (10.3), значительно больше наименьшей предельной, поэтому они могут быть объектом КО. 4.  Поскольку Ск = 4 %, что по формуле (10.6) больше Сщ, = 3 %, и &то = = 1,2 >ksnp, то применяем СКО. 5.  Среди выделенных пластов обнаружена приемистость пласта с наи­большей пористостью, что свойственно обработке пластов Предкарпатья. Во время КО, очевидно, кислотный раствор будет поглощаться в интервале 2785-2795 Ë 2733-2740 Ï. í‡ÍËÏ образом, ^.„ = 17/59 = /,. Это означает, что большая часть разреза без специальной технологии не будет обрабатываться кислотой. Следовательно, в скважине целесообразно проводить кислотную обра­ботку всего разреза для увеличения продуктивности пластов с наилучшими коллекторами. Дальнейшие обработки следует проводить так, чтобы вклю­чать в разработку нижние пласты 2808-2851 м по схеме поинтервальной об­работки. Решение о последующих обработках принимают исходя из резуль­татов исследования скважины после первой СКО. Задача 10.2 Обосновать выбор скважины для кислотной обработки. Выделить объект и оценить его фильтрационно-емкостные свойства с учетом опыта эксплуата­ции скважин данной залежи и их обработки кислотами. Информация о скважине ограничена. Методика Известны следующие характеристики скважины: фактический дебит жидко­сти, интервалы продуктивных пластов и их пористость, пластовое давление, приемистость во время нагнетания жидкости в пласт, содержание глин и карбонатов в коллекторах. В результате исследований определены удельные дебиты в разрезах других действующих скважин, вероятная толщина погло­щающих пластов при нагнетании кислотных растворов. Принимая во внимание перечисленные данные, кислотную обработку скважин можно рекомендовать при условии, что отношение фактического дебита к ожидаемому дебиту удовлетворяет неравенству ОД = QÙ/QÓÊ< 1,                                                                                    (10.8) 352

	где ОД - безразмерное отношение дебитов; Оф, Оож - фактический и ожида­емый дебит жидкости, м3/сут. Значение ожидаемого дебита рассчитывают по формуле О„ж= У.О„жА*о                                                                                       (Ю.9)
	где Оож; - удельный ожидаемый дебит г-х пластов, пористость которых на­ходится в определенных пределах, м3/(сут • м); /гэф ; - толщина пластов, пребывающих в соответствующем диапазоне пористости, м. Например, для эоценовых пластов в зависимости от пористости опре­делены удельные дебиты, приведенные в табл. 10.2. Далее необходимо избрать пласты данной скважины в указанных пре­делах пористости, определить их толщину в каждом из диапазонов и, поль­зуясь зависимостью (10.9), рассчитать ожидаемый дебит, а затем отношение текущего дебита к ожидаемому. Приемистость скважины q во время нагнетания с давлением, меньшим давления опрессовки эксплуатационной колонны, больше предельной qup: q а <7пр.                                                                                                     (10.10) Ограничением здесь является длительность нагнетания 6 м3 кислоты, которая с учетом допустимого коррозийного воздействия на трубы при плас­товой температуре и применяемых ингибиторах не должна превышать 6 ч. Это означает, что наименьший расход кислоты qup a: 24 Ï3/ÒÛÚ. Суммарная толщина продуктивных пластов в разрезе не меньше пре­дельной: йэф^пр-                                                                                      (Ю.Н) Для обоснования такого предельного значения использованы данные термометрических исследований в многочисленных скважинах месторожде­ний Предкарпатья после КО. Обнаружена средняя толщина интервала (13 м), который обрабатывали кислотой при среднеквадратичном отклонении ± 4 м. Поэтому наименее эффективной толщиной пласта, на который целе­сообразно воздействовать кислотой, считается кщ = 13 - (2 • 4) = 5 м. Количество глин в коллекторах Предкарпатья не больше, чем предель­ное Сг пр = Ю %, так как породы с большей глинистостью обычно не прони­цаемые, или Сгл*Сг.пр.                                                                                               (10.12)
	Таблица 10.2 Значение удельного дебита жидкости эоценовых пластовПредкарпатья
	Пределы Удельный ожидаемый дебит пористости, % пластов, м3/(сут'м) 7-<9 0,35 9-< 11 0,65 11-< 13 2,0 13- < 15 3,0 215 4,5
	353

	Относительная гидропроводность пластов, поддающихся кислотной об­работке (или иному методу ОПЗ, например, ГРП), Еот = ЕобрАскв > 0,5,                                                                                              (10.13) где еобр - это сумма произведений /гэф ; (толщина каждой прослойки) на k0 (проницаемость каждой прослойки, которая подвергается СКО, ГКО, ГРП и Ú.Ô.). Условную гидропроводность скважины ескв определяют для всех перфо­рированных продуктивных прослоек. Значение вязкости пластовых жидкос­тей для этих расчетов условно принимают равным единице. Физический смысл относительной гидропроводности — доля продуктив­ности обрабатываемых прослоек к продуктивности всех прослоек, раскрытых в разрезе скважины. Отношение пластового давления к гидростатическому, свидетельствую­щее об энергетическом потенциале пластов
	&энр = Рпл/Ргст > 0,7,	(10.14)
	где &энр - коэффициент, учитывающий энергетический потенциал давления в пласте; ртст = Ндр№~6 - гидростатическое давление в середине пласта (объекта), подвергнувшегося обработке, МПа; Н - глубина залегания пласта, м; р = 1000 кг/м3 - плотность воды; д = 9,81 м/с2; р^ - пластовое давление, приведенное к глубине Н, МПа. Пример 10.2.1 В скважине в интервале 2715-2920 м перфорированы шесть продуктивных пластов, которые сгруппированы по пористости, большей ш^ = 7 %, в четы­ре интервала (табл. 10.3). Проницаемость пластов рассчитана по формулам (10.3) на основе известной пористости и типа коллектора. Дебит скважины 86,6 м3/сут, газовый фактор 171 м3/т, пластовое дав­ление 25 МПа, средняя глубина пласта 2800 м. Приемистость скважины во время нагнетания воды с ПАВ при давлении 15 МПа равна 150 м3/сут. Об­ломочная часть породы на 90 % состоит из кварца. Количество глинистого материала в породе 5 %, карбонатов 4 %. Определить, целесообразно ли про-водить в скважине кислотную обработку. Решение 1. Определяем параметр ОД. Для этого рассчитываем по формуле (10.9) и характеристике разреза скважины значение
	Оож = 0,35-13,2+0,65-27,2+2-14,1 + 3-27,4 =	м3/сут.
	Таблица 10.3 Характеристика разреза скважины
	Интервал пористос­ÚË, % Толщина пласта, м Пористость, % Проницаемость, мкм2 Условная гидро­проводность, М'МКМ2 7-9 9-11 11-13 13-15 >15 13,2 27,2 14,1 27,4 0 8,0 9,9 12,0 13,9 0 0,0007 0,0030 0,0213 0,0446 0 0,009 0,032 0,300 1,222 0
	354

	Тогда по формуле (10.8) ОД = 86,6/132,7 = 0,65, что меньше единицы, следовательно, существуют резервы увеличения дебита скважины. 2.   Сравниваем значение фактической приемистости скважины с пре­дельной по формуле (10.10). Поскольку q = 150 м3/сут > q^, то этого коли­чества достаточно для обработки. Длительность нагнетания 6—18 м3 кислот­ного раствора в пласт 1-3 ч. 3.  Основными поглощающими пластами по характеристике разреза яв­ляются коллекторы с пористостью 13,9 %, проницаемостью 0,045 мкм2 и толщиной 27,4 м. Согласно условию (10.11) толщина пластов достаточна для обработки. 4.   Сравнивая содержание глин в коллекторе Сгл = 5 % с условием (10.12) и карбонатность Ск = 4 % с условием (10.6), приходим к выводу о возможности применения кислотной обработки путем нагнетания солянокис-лотного раствора. 5.  Отношение условной гидропроводности пластов с наибольшей порис­тостью 13-15 % к суммарной составляет е = 1,222/1,613 = 0,76, что удовле­творяет условию (10.13). Поэтому во время обработки всего разреза, очевид­но, следует обрабатывать пласты с т = 13-15 %, которые более всего влияют на продуктивность скважины. Отсюда ожидаем заметного улучшения дебита. 6.   Сравниваем пластовое давление с гидростатическим по условию (10.14): Кщ, = Рпл/Ргог = 25/2800-1000-9,8-10"6 = 25/27,4 = 0,91> 0,7. Это означает, что уровень пластовой энергии достаточен для удаления продуктов реакции из пласта и обеспечения эффективной работы скважины после обработки. Таким образом, в скважине целесообразно провести СКО всего разреза для увеличения продуктивности пластов с наилучшими коллекторами, после чего исследовать ее влияние на продуктивность отдельных частей разреза и скважины в целом. Решение о дальнейших действиях принимают на основа­нии полученных результатов и дополнительных гидродинамических и тер­мометрических исследований скважины. Задача 10.3 Обосновать расход жидкости и давление во время нагнетания кислотного раствора в пласт. Методика Из предварительных исследований скважины известны: глубина залегания продуктивных пород и дебит скважины; давление опрессовки эксплуатаци­онной колонны; характеристика изменения давления во время нагнетания в скважину жидкости с постоянным или постепенно возрастающим расходом; влияние расхода кислоты на глубину (радиус) обработки пласта; градиент давления во время нагнетания кислоты в пласт по данным предварительных обработок скважины и градиенты давления гидроразрыва пласта. Можно определить условия и ограничения для обоснования значений расхода жидкости и давления во время нагнетания кислотного раствора в пласт. Для этого необходимо исследовать приемистость скважины, т.е. ха- 355

	рактер изменения давления на устье во время нагнетания в пласт с наи­меньшим постоянным расходом насосного агрегата q или возрастающим qx < < q2 < <7з расходом, например, путем постепенного увеличения скорости на­сосного агрегата. По данным исследований построим кривую pÛ = f(t), где ру - давление на устье; t - длительность нагнетания, мин. Для незначительного расхода маловязкой жидкости гидравлические по­тери трения невелики. Например, для воды с q = 250 м3/сут через 73-мм НКТ потери ртр s 0,002 МПа/100 м или на 2000 м - 0,4 МПа, поэтому для процесса нагнетания кислоты в пласт гидравлическими потерями можно пренебречь. Расход кислоты qK во время закачивания в песчано-алевролитовые по­ристые пласты с учетом влияния на скорость прохождения реакции не рег­ламентируется. Наибольшее допустимое значение расхода ограничивается лишь давлением. О незначительном влиянии скорости фильтрации на скорость взаимо­действия кислоты с породой известно из лабораторных исследований и тео­рии реакций кислотных растворов в поровом пространстве. Доказано, что в порах с размерами 10-12 мкм длительность нейтрализации каких-либо кис­лотных растворов на стенках скважины измеряется долями секунд. В глуби­не призабойной зоны продолжительность нейтрализации несколько возрас­тает: для солянокислотных растворов до 10 с, а для глинокислотных - до сотен секунд. Увеличение расхода кислоты даже в несколько раз несущест­венно влияет на длительность реакции кислоты в пласте. В отличие от за­качивания кислоты в пласт, длящегося часами, реакция в поровом простран­стве происходит почти мгновенно для любых реальных расходов кислоты во время обработки пласта. Известно, что во время обработки трещинных карбонатных коллекторов желательно закачивать СКР при максимально возможном расходе, так как это обеспечивает возрастание глубины обработки пласта и увеличивает эф­фективность кислотного воздействия. Ограничивается наименьшее значение расхода, которое зависит от до­пустимого пребывания кислоты на забое, с учетом защиты металла от корро­зийной активности по условию (10.10). Из опыта КО известно, что расход кислоты на устье обычно qK = 150+500 м3/сут. Давление на устье во время кислотной обработки должно быть меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны, так как это дает возмож­ность проводить нагнетание кислоты без пакера и удешевляет процесс: Рк £ Ропр> где рк - давление на устье во время поступления кислоты в пласт; ропр -давление опрессовки. Обычно давление опрессовки эксплуатационных колонн составляет 15-20 МПа в эксплуатационных скважинах и 20-40 МПа - в разведочных. Градиент давления во время нагнетания кислотных растворов в пласт должен быть меньше градиента давления гидроразрыва пород в скважинах данного региона (месторождения), чтобы избежать ГРП и распространить воздействие кислоты по толщине пласта: grad pK < ppÍ„ р^п;                                                                                  (10.16) 356

	(10.17) gradpK = (ргст +рк)/0,01Я,                                                                      (10.18) где ртри - давление на забое во время ГРП перед закреплением развитых трещин песком, МПа; Н - глубина скважины, м; ртст - гидростатическое давление воды в скважине, МПа. p„ÒÚ = рдН;                                                                                                   (10.19) р - плотность жидкости в скважине, кг/м3; д = 9,8 м/с2. Приведем значения средних градиентов давлений гидроразрыва пласта, которые наиболее характерны для условий предкарпатских месторождений. Градиент ртри =1,8 МПа/100 м в нефтяных скважинах и градиент ртри = = 1,90 МПа/100 м - в водонагнетательных. Во время КО нефтяных скважин градиент рк = 1,56 МПа/100 м, а водонагнетательных - 1,73 МПа/100 м. Разность давлений обусловлена наличием в призабойной зоне нефтя­ных скважин воронки депрессии, а в нагнетательных — репрессии. Если давление ГРП не исследовано, то можно считать, что grad ppHH „ Ю0(ргсг + 000008 (,)/.                                                            (10.20) Это значение используют для принятия решения по условию (10.16). Пример 10.3.1 Скважина эксплуатируется штанговым глубинным насосом (ШГН) с дебитом 6 т/сут. Эффективная толщина пластов, размещенных в интервале 1840-1960 м, Аэф = 50 м. Пластовое давление рт = 17 МПа, давление опрессовки колонны роп = 20 МПа. Результаты исследования скважины на приемистость воды плотностью 100 кг/м3 изображены на рис. 10.1. Определить ожидае­мые расходы кислоты и давление во время нагнетания в пласт. Решение 1.  Анализируя кривую ру = fit), находим, что на протяжении 10 мин нагнетания в пласт давление возрастает стремительно, а далее - очень мед­ленно, поэтому значение ру = 12 МПа для t = 20 мин можно считать квази­устойчивым для расхода q0 = 225 м3/сут. 2.  Принимаем qK = q0 = 225 м3/сут для рк = 12 МПа. Проверим допус­тимость применения такого расхода. Поскольку верхний предел расхода кислоты в песчаных коллекторах не ограничен, проверяем допустимость применения qK = q0 по условию (10.10) наименьшего расхода. Определив, что <7к = 225 м3/сут > qnp, принимаем заданный расход для обработки. 3.  Сравниваем давления по условию (10.15) и, так как рк < роир, КО проводим без пакера. 4.  Проверим возможность гидроразрыва пласта во время нагнетания под давлением рк < роир. Вначале рассчитываем среднюю глубину обрабатывае­мых пластов Я = (1840 + 1960)/2 = 1900 Ï, а далее по условию (10.19) p„ÒÚ = рдН = 1900 • 1000 • 9,8 = 18,6 åè‡. По условию (10.18) найдем 357

	Hfj, 20 15 10 5	1 4 - I 2 J- 1 is" Po Po f _ I---------г------ ■ -— J		- 10	Рис. 10.1. Изменение давления ру на устье скважины во время пробного нагнетания в пласты (q = 225 м3/сут): 1,2 — давление для водонагнетателыгой и нефтяной сква­жины соответственно; 3 - объем жидкости, м3; ру - давле­ние на устье скважины, МПа; t - продолжительность на­гнетания в пласт, мин; V - закачанный в скважину объем жидкости, м3
				-5
	10		15 t, мин
	grad pÍ = (18,6 + 12)/0,01 • 1900 = 1,61 МПа/100 Ï. Проверяем условие (10.16), по которому grad pÍ = 1,61 МПа/100 Ï < 1,8 МПа/100 Ï, поэтому гидроразрыв пласта не ожидается. Пример 10.3.2 Водонагнетательная скважина, пробуренная на глубину 2910 м, раскрыла олигоценовые отложения с пористостью 9—10 % в интервале 2414—2906 м, обсаженном фильтром, середина которого Н = 2660 м. Пластовое давление 28 МПа, забойное давление во время нагнетания воды в пласт рИВ = = 39,6 МПа и представляет собой сумму давлений на устье ру = 13 МПа во время нагнетания воды с расходом Qp = 45 м3/сут и гидростатического ртст = = 26,6 МПа. Тогда градиент забойного давления grad pÌ.‚ - рн.в/0,01 ç = 39,6/26,6 = 1,49 МПа/100 Ï. Репрессия на пласт во время закачивания воды Ар = pÌ.‚- pÔÎ = 39,6 - 28,0 = 11,6 åè‡, а коэффициент приемистости К = Q/Ap = 45/11,6 = 3,87 м3/(сут • МПа). Давление опрессовки ркв = 20 МПа. Для увеличения приемистости пла­нируют кислотную обработку. Исследовано увеличение давления во время нагнетания насосным агрегатом (см. рис. 10.1) с постоянным расходом q0 = = 225 м3/сут. Определить ожидаемое давление и расход кислоты во время КО. Решение 1.  Анализируя кривую ру = fit) (см. рис. 10), находим, что после 5 мин нагнетания давление на устье практически стабилизировалось при р0 = = 19 åè‡ ‰Îfl расхода q0 = 225 Ï3/ÒÛÚ. 2.  Принимаем qK = q0 = 225 м3/сут для рк = р0 = 19 МПа. Верхний пре­дел расхода кислоты во время обработки песчаных коллекторов не ограничи­вается, а нижний должен быть больше q^ по условию (10.10): qÍ = q0 = 225 Ï3/ÒÛÚ > 25 Ï3/ÒÛÚ. Заданный расход приемлем для КО. 3.  Проверим допустимость давления нагнетания для рк = роир Условие (10.15) выполняется, поскольку рк = 19 МПа. Для проверки условия (10.16) определим по (10.18) 358

	grad pÍ = (26,6 + 19)/0,01 • 2660 = 1,71 МПа/100 Ï. Поскольку 1,71 < 1,90 МПа/100 м, считаем, что кислота будет посту­пать в пласт под давлением рк = 19 МПа.
	Пример 10.3.3 Нефтяная скважина эксплуатируется штанговым насосом. Эффективная мощность песчаников, залегающих в интервале 2690-2790 м, обсаженном фильтром, равна 60 м. Дебит нефти - 6 т/сут. Пластовое давление на глу­бине 2740 м равно 22 МПа. Давление опрессовки эксплуатационной колонны составляет 18 МПа. Данные исследования скважины на приемистость при­ведены на рис. 10.2. Определить ожидаемый расход кислоты и ее давление во время поступления в пласт. Решение 1.  Результаты исследований приемистости (см. рис. 10.2) свидетельст­вуют, с одной стороны, о возможности применять наибольший расход <7оз = = 330 м3/сут и быстрее нагнетать кислоту в пласт, а с другой, поскольку Ройр = 18 МПа < р03 = 22 МПа, о необходимости дополнительных мер для защиты эксплуатационной колонны с таким режимом нагнетания. Поэтому рассмотрим процесс нагнетания с меньшим расходом. 2.  Согласно теории КО поровых коллекторов, уменьшение расхода кис­лоты не обусловливает уменьшения радиуса обработки пласта. Поэтому це­лесообразно выбрать расход qw = 110 м3/сут с давлением рт = 15 МПа < < роир ÔÓ ÛÒÎӂ˲ (10.15). 3.  Проверим допустимость нагнетания кислоты в пласт с давлением рк = = р01 = 15 МПа с точки зрения возможного ГРП. Вначале определим ртст на глубине Н по условию (10.19): рТС1 = 27,4 МПа. Далее по формуле (10.18) grad pÍ = (27 ,4 + 15,0)/0,01 H = 1,55 МПа/100 Ï. Так как условие (10.16) grad pK < 1,8 МПа/100 м удовлетворяется, сде­лаем вывод о том, что во время КО можно поддерживать расход кислоты qK = = НО м3/сут и давление рк = 15 МПа. Задача 10.4 Рассчитать продолжительность реакции СКР в порах песчаного карбонизи­рованного коллектора.
	20
	Рис. 10.2. Изменение давления ру на устье скважины во время пробного закачивания в пласты (расход НО; 220 и 330 Ï3/ÒÛÚ): ру - давление на устье скважины, МПа; t - продолжи­тельность нагнетания в пласт, мин; V - закачанный в скважину объем жидкости, м3	10
		Ю          20 30 Ь.мин 359

	Методика
	Реакция СКР с породой является гетерогенной реакцией первого порядка, которая лимитируется диффузорной стадией и описывается уравнением /^),                                                      (10.21)
	где
	(10.22)
	Со и С - соответственно начальная и текущая концентрации кислоты, мо­лярная или в процентах (по массе); р - коэффициент массопередачи, м/с; т - время фильтрации через породу, с; dcp - средний диаметр пор в порис­той среде, м; k0 - проницаемость пласта перед обработкой, мкм2; т0 - порис­тость, %. С достаточной для практики точностью принимаем степень нейтрализа­ции СКР для уровня С = 0,1С0. Прологарифмировав уравнение (10.21) и учитывая, что 1п(С0/С) = 2,3 определяем продолжительность нейтрализа­ции для заданных условий:
	т = 0,575<4 /р.	(10.23)
	Для расчета коэффициента массопередачи используем эмпирическую зависимость для СКР
	р- 288,/ 1<Г/ 4005 Ddms 'd^ где Re -(и. Л J/v;		(Ю.24)
			(10.25)
	Dms - коэффициент молекулярной диффузии, постоянный для определенной концентрации соляной кислоты и температуры, м2/с; мср - средняя линей­ная скорость движения СКР, м/с; v - кинематическая вязкость кислоты, Ï2/Ò. Итак, Dms = (Dos ■ 0,0178-10"4 /273)(273+ Tj/v,                                              (10.26) где Dos - коэффициент диффузии для НС1. Значение Dos находим из табл. 10.4 для заданной концентрации НС1, а значение вязкости воды — из табл. 10.5. Таблица 10.4 Коэффициент диффузии для НС1 при ОС
	Концентрация НС1 Коэффи- молярная циент диф- массовая Со, С„-106, фузии % МГ'ЭКВ/М3 Dos-10"8, Ï2/Ò 5 1,39 0,169 10 2,87 0,190 15 4,46 0,212 20 6,03 0,235 25 7,72 0,259 30 9,45 0,282
	360

	퇷 ÎË ˆ‡ 10.5 Кинематическая вязкость воды
	Температура Кинемати- Температура Кинематическая ческая вязкость вязкость vlO 4, v-10"4, Ï2/Ò мУс 0 0,0178 80 0,0035 20 0,0100 100 0,0028 40 0,0065 120 0,0023 60 0,0047 140 0,0019
	Линейная скорость фильтрации СКР в поровом пространстве макси­мальная на стенках скважины с радиусом гс = 0,1 м; она уменьшается с уве­личением радиуса проникновения кислоты г. Определить суммарную пло­щадь отверстий на цилиндрических фильтрационных поверхностях радиу­сом г достаточно сложно. Для этого учитывают неравномерность проникновения СКР в разрезе вокруг скважины (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), а также микронеоднородность порового пространства по распределению поровых ка­налов и участие их в фильтрации. Таким образом, площадь фильтрации F на расстоянии г от скважины записывают в виде F = 2яг(то/1ОО)/гэфйв.ЛЛ.Ф^,                                                                (10.27) где г - радиус распространения СКР от оси скважины, м, г > гс; т0 - пори­стость пласта, %; йэф - эффективная перфорированная толщина пласта, м; kBO — коэффициент степени охвата пласта по вертикали (по данным про­мысловых исследований); kTO - коэффициент степени охвата пласта СКР по горизонтали; ky ф - коэффициент, учитывающий участие пор в фильтрации СКР (по данным лабораторных исследований); kB - коэффициент вытесне­ния пластовой жидкости водным кислотным раствором (по данным лабора­торных исследований). Средняя линейная скорость СКР
	иср = (q /86400) /F,		(10.28)
	где иср - средняя линейная скорость фильтрации, м/с; q - объемный расход СКР, м3/сут; F - площадь фильтрационных отверстий, м2. По результатам анализов образцов пород Предкарпатья предлагаем не­равномерность охватывания породы обработкой СКР в горизонтальной плос­кости записать как зависимость
	kTO = exp(-0,lr).	(10.29)
	Пример 10.4.1 Пласт карбонизированного песчаника обрабатывают раствором Со = 15 % HCl; m0 = 14 %; h˝Ù = 78,3 Ï; &во - 0,35; k ф = 0,28; k‚ = 0,5; q = 260 Ï3/ÒÛÚ; k0 = 0,044 мкм2; Гщ, = 85 °С; v = 0,33 • 10 м2/с; Dos - зависит от концентра­ции СКР (см. табл. 10.4); значение &уф см. в табл. 10.10. Решение 1. Сначала определяем суммарную площадь поровых отверстий на рас­стоянии г от оси скважины, сквозь которые фильтруется по пласту кислот­ный раствор по формуле (10.27): 361

	F = 2-3,14r(14/100)78,3-0,35exp(-0,lr)-0,28-0,5 = 3,37rexp(-0,lr). Здесь и далее решение записано как функция г. Результаты расчетов для различных г приведены в табл. 10.6. 2.  Определяем среднюю скорость фильтрации кислотного раствора на расстоянии г по формуле (10.28) Ид, = (260/86400)/F = 0,003/F. 3.  Число Рейнольдса находим по уравнению (10.25). Принимая во вни­мание (10.22), рассчитываем диаметр поровых каналов dcp = 0,57(0,044/14)-°50,5 • 10"4 = 3,2 • 10"6 Ï. Считаем, что кинематическая вязкость СКР равна вязкости воды с плас­товой температурой Гщ, = 85 °С, т.е. v = 0,33 • 10"6 Ï2/Ò. Число Рейнольдса определяем таким образом: Re = мср • 3,2 • 10"6/0,33 • Ю-6 = 9,7мср. 4.  Рассчитаем коэффициент массопередачи для реакции в поровом про­странстве по формуле (10.24). Для этого сначала определим по формуле (10.26) значение коэффициента молекулярной диффузии 15 %-ной НС1 для температуры пласта Dms = [(0,212 • 10"8 • 0,0178 • 10"4)/273][(273 + 85)/0,0033 • 10"4] = = 1,5 • 10"8м2/с Подставив значение Бш в формулу (10.24), получим Р = 28,8 • 10-4Re005l,5 • 10"6/3,2 • 10"6 = 13,3 • lO^Re0-05. 5.  Определим длительность реакции (с) в пласте по уравнению (10.23), подставив в него значение диаметра поровых каналов t/cp: т = 0,575 • 3,2 • 10"6/Р = 184 • 10"8/р. Результаты расчетов (см. табл. 10.6) свидетельствуют о том, что ско­рость реакции в пласте измеряется секундами. Следовательно, выдерживать соляную кислоту на реагирование не следует, так как она теряет почти всю свою химическую активность во время поступления в пласт.
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.6 Расчет процесса солянокислотной обработки
	Параметры Расстояние г от оси скважины, м 0,1 0,3 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0 Суммарная площадь поровых 0,36 0,98 1,60 3,05 5,53 7,48 9,03 отверстий F, м2 Средняя линейная скорость 0,83 0,31 0,19 0,10 0,05 0,04 0,03 фильтрации СКР и , 10~2 м/с Число Рейнольдса Re-10"4 805 301 184 97 52 39 32 Коэффициент массопередачи 12,3 48,5 30,4 16,5 9,2 7,0 5,8 Р-10Л м2/с Длительность реакции в пласте т, Ò 1,5 3,8 6,0 11,0 20,0 26,0 32,0
	362

	Задача 10.5 Рассчитать параметры зоны растворения в СКР. Рассчитать глубину про­никновения СКР в поровое пространство, количество растворенной породы и радиус зоны растворения на основании лабораторных исследований. Оха­рактеризовать изменение пористости пород после их обработки. Методика Кислотный раствор проникает в поровое пространство неравномерно. По­этому, как и в предыдущей задаче 10.4, учтено влияние макронеоднородности (коэффициенты kBOn kTO) и микронеоднородности (коэффициент &уф) поро­ды. С учетом этого определяют объем кислотного раствора на расстоянии г от оси скважин:
	Vks = 2я/гэ4А.о £у4А(т0/100)[ехр(-0,1гс)(0,1гс - ехр(-0,1г)(0,1г + 1)]100.			(10.30)
	Если выражение в скобках обозначить функцией А(г), тогда уравнение (10.30) можно записать в виде
	Vks =	ку ф	m0A(r).                                                                (10.31)
	Вычисленные значения функции А(г) сведем в табл. 10.7. Расчет обычно производят в пределах rc s r s 10 м, где гс = 0,1 м, а шаг изменения радиуса составляет 0,1 м в пределах до г = 1 м; 0,2 м - в преде­лах дог=2ми1м-в пределах до г = 10 м. По уравнению (10.31) определяем, какой радиус отвечает заданному объему КР и строим графики Vb = f(r), как указано на рис. 10.3. Далее рассчитываем длительность поступления заданного объема кислотного рас­твора в пласт
	tv=U40Vb/qK,		(10.32)
	где tv - длительность закачивания СКР, мин; qK - расход СКР, м3/сут. Порода растворяется в количестве Gs только в сфере проникновения СКР условным радиусом г. Это означает, что возрастает объем только той части порового пространства, которая заполнена СКР и контактирует с ним. Понятно, что это является зоной реагирования кислоты с породой.
	Таблица 10.7 Результаты расчетов А(г) в зависимости от радиуса проникновения кислоты г
	r, Ï A(r) r, Ï A(r) r, Ï A(r) 0,1 - 1,0 0,004630 2,5 0,026435 0,2 0,000147 1,1 0,005565 3,0 0,036880 0,3 0,000438 1,2 0,006609 3,5 0,048620 0,4 0,000729 1,25 0,007150 4,0 0,061304 0,5 0,001159 1,3 0,007696 5,0 0,090 0,6 0,001678 1,4 0,008696 6,0 0,121700 0,7 0,002287 1,5 0,010140 7,0 0,155600 0,8 0,002980 1,75 0,013800 8,0 0,190900 0,9 0,003761 2,0 0,017480 9,0 0,227400 10,0 0,263900
	363

	г,м	Рис. 10.3. Развитие зоны растворения пла­ста СКР и профиль нейтрализации кислоты (типичная картина): G - масса растворенной породы, т; Vks -объем СКР, м3; г - радиус от оси скважи­ны, м; гзр и rnpp - условные радиусы зоны растворения и продуктов реакции, м; С/Со - отношение текущей концентрации к начальной; V3p — объем зоны растворе­ния
	Количество растворенной породы легко определить, если известен ко­эффициент возрастания пористости kms. Для расчета kms используем результаты лабораторных экспериментов. Фильтруют излишек СКР для полного удаления карбонатов из образца по­роды и определяют увеличение его пористости Ams. Применяют следующее выражение: kms = (m0 + Ams)/m0 = mÒ/m0.                                                                (10.33) Количество растворенной породы (кг) в зоне г проникновения Vks объе­ма соляной кислоты Gs = pCKVb(kms-\),                                                                                 (10.34) где рск = 2000-2700 кг/м3 - плотность скелета растворяющейся в СКР поро­ды: kms = 1,1-5-1,3 для слабокарбонатных песчаных пород Предкарпатья. Таким образом, с учетом Vb = f(r) строим зависимость Gs = f(r) (рис. 10.3). Теперь можно определить размеры зоны растворения СКР. Учитываем, что реакция СКР в пласте происходит почти мгновенно (см. задачу 10.4, табл. 10.6), поэтому профиль нейтрализации СКР в пласте является прямо­угольным. Условный радиус фронта зоны растворения определяют из мак­симального количества породы, которая может быть растворенной в объеме кислотного раствора заданной концентрации Gms = VksDCsRms,                                                                                            (10.35) где Gms — максимальная растворимость в кислотном растворе, кг; DCS — по­теря кислотности, мг-экв/м3; Rms - средняя растворимость породы на едини­цу потери кислотности, кг/мг-экв. Для условий обработки песчаных пород Предкарпатья Rms = (17-s-25)10~6 кг/мг-экв. Считается, что потери кислотности составляют 90 % ее начального зна­чения, или Dës = 0,9Cms                                                                                                 (10.36) (Cms определяют по табл. 10.4). Подставив (10.36) в уравнение (10.35), найдем 364

	Сш = 0,9VksCmsRms.                                                                                           (10.37) После расчета Gms для заданных значений Vks радиус зоны растворения гзр находим графическим или приближенным методом. Откладываем на оси Gs значение Gms и, пользуясь кривой Gs = f(r) (см. рис. 10.3), получаем на абсциссе г искомый радиус зоны растворения. Наиболее часто радиус рас­творения изменяется в пределах от 0,5 до 1,5 м. Чтобы найти радиус раство­рения продуктов в пласте г^р, опустим перпендикуляр из заданного значе­ния Vks на ось абсцисс. Зная глубину обработки пласта кислотой, использу­ем полученные результаты и построим профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис. 10.3) в координатах С/Со = fir), где С и Со - соответст­венно текущая и начальная концентрации СКР. Пример 10.5.1 Пласт карбонизированного песчаника обработан 15 %-ным раствором НС1. Условия см. задачу 10.4.1. Кроме того, по данным лабораторных исследова­ÌËÈ: ëÍ = 3,1 %; kms = 1,2; р = 2700 Í„/Ï3; ëms = 4,46 • 106 мг-экв/м3; Rms = = 20 • 10~б кг/мг-экв. Рассчитать параметры зоны растворения в СКР. Решение 1.  Определяем сначала по формуле (10.31) возрастающий объем СКР по мере нагнетания его в пласт как функцию условного радиуса: Vks = 2 • 3,14 • 14 • 78,3 • 0,35 • 0,28 • 0,5A(r) = 337,3A(r). Эти и последующие результаты расчетов сведены в табл. 10.8. 2.   Продолжительность нагнетания (мин) СКР на заданную глубину пласта (по радиусу) рассчитываем по формуле (10.32), расход кислотного раствора q = 260 Ï3/ÒÛÚ: tv = 1440^/260. 3.  Количество породы, которая может быть растворенной в зоне г про­никновения СКР, определяем при условии известного kms = 1,2 и рск = = 2700 кг/м3. С учетом этого запишем формулу (10.34) в виде Gs = 2700(1,2-1 )Vks = 540Vks. 4.  Рассматриваем варианты закачивания в пласт от 3 до 18 м3 СКР — 15 %-ной НС1 и определяем максимальную растворимость породы после ней­трализации СКР на 90 %. Для 15 %-ной НС1 из табл. 10.4 находим моляр­ную концентрацию Gms = 4,46 • 10б мг-экв/м3. По данным лабораторных ис­следований средняя растворимость в СКР эоценового песчаника Rms = 20 • 10"6 мг-экв/м3.
	Таблица 10.8 Растворение породы пласта по глубине проникновения СКР
	Параметры Расстояние ' от оси скважины м 0,1 0,3 0,5 0,7 1,0 1,5 2 3 4 Объем СКР yfe, м3 - 0,15 0,39 0,77 1,56 3,42 5,89 12,4 20,6 Длительность нагнетания - - - - 8,6 18,9 32,6 68,7 114,1 СКР в пласт tv, мин Масса растворенной по- - 81 210 416 842 1847 Не рассчитаны роды Gs, кг
	365

	Таблица 10.9 Объемы СКР и глубина обработки пласта СКР
	Максимальная раствори- Объем СКР Vh, м3 мость в кислотном рас- Радиус зоны растворе- Радиус зоны продуктов творе ния, гэ , м реакции в пласте гпрр, м 3 240 0,54 1,4 6 480 0,76 2,1 9 720 0,92 2,5 12 960 1,08 Не определяли 15 1200 1,20 То же 18 1440 1,32
	Подставив эти значения в уравнение (10.37), получаем Gms = 0,9Vks4,46 • 106 = 80Vks. Результаты расчетов сведены в табл. 10.9. 5.  Построим по данным табл. 10.8. графики Vb = fir) и Gs = fir) (см. рис. 10.3). 6.  Опустив перпендикуляр из заданных значений Vb и Gms на ось аб­сцисс, найдем радиусы зоны продуктов реакции и зоны растворения - гщр и гзр, которые приведены в табл. 10.9. Зная глубину обработки пласта кислотой и пользуясь полученными ре­зультатами, построим профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис. 10.3) для 6 Ï3 ëäê.
	Задача 10.6 Рассчитать количество растворенной породы в солянокислом растворе. Из­вестны карбонатность и глинистость песчаника.
	Методика Методику применяют, если отсутствуют данные исследований увеличения пористости образцов породы после обработки СКР, т.е. не определено Kms, как описано в задаче 10.5, или для сравнения с лабораторным эксперимен­том. Для решения задачи нужно знать содержание карбонатов и глин в по­роде. Из лабораторных экспериментов исследования растворимости песчано-алевролитовых пород Предкарпатья в СКР известно, что во время обработки излишком соляной кислоты в пластовых условиях из породы извлекаются около 25 % алюмосиликатов и 50 % карбонатов. Растворения SiO2 практичес­ки не происходит. С учетом приведенных данных запишем формулу раство­римости породы в излишке СКР в виде
	DGs = 0,25ë„Î + 0,5CÍ,(	(10.38)
	где DGS - растворимость породы в СКР, % (по массе); Сгл - содержание глин в породе, %; Ск - содержание карбонатов СаСО3 и MgCO3 в породе, %. Количество растворенной породы (кг) определяем по формуле
	Gs =	(10.39)
	366

	где рп = 2200-5-2300 - средняя плотность пористой породы, кг/м3; т0 - порис­тость перед обработкой, %. Пример 10.6.1 Производят СКО скважины СКР. Рассчитать количество растворенной по­роды, если известны Сгл = 6,6 %, Ск = 3,2 %, плотность породы рп = = 2300 Í„/Ï3, пористость m0 = 14 %. Решение 1.   Для определения количества растворенной породы рассчитываем растворимость в СКР по формуле (10.38) DGs = 0,25 • 6,6 + 0,5 • 3,2 = 3,26 %. 2.  Количество растворенной породы (кг) в зоне реагирования кислоты определяется как функция объема Vks по уравнению (10.39) Gs = 2300Vks 3,26/14 = 535Vks. Далее строим зависимость Gs = fir). Поскольку Vks = fir), решаем зада­чу о радиусе зоны обработки СКР аналогично задаче 10.5. Задача 10.7 Рассчитать ожидаемое изменение пористости песчаного коллектора после обработки его солянокислотным раствором. Известны карбонатность и гли­нистость породы. Методика Методику применяют в случае отсутствия прямых лабораторных исследова­ний определения kms при наличии данных, указанных в задаче 10.5. С начала рассчитываем количество растворенной породы (в %, по мас­ÒÂ) ÔÓ формуле (10.38). Зная DGS, определяем объемную растворимость DVS (в %), которая от­вечает увеличению пористости породы: DVs = PnDGs/pCK.                                                                                     (10.40) Следовательно, значение пористости (%) породы после обработки СКР ms = m0 + DVs.                                                                                         (10.41) Коэффициент возрастания пористости после обработки СКР сравни­тельно с начальной пористостью kms = ms/m0,                                                                                            (10.42) Далее по уравнению (10.34) находим Ds. Пример 10.7.1 Задан состав породы аналогично задаче 10.4, плотность скелета породы рск = = 2700 кг/м3, плотность породы рп = 2300 кг/м3, пористость перед об­работкой т0 = 14 %. Определить увеличение пористости после обработки СКР. 367

	Решение 1.  Согласно данным задачи 10.6 принимаем расчетное значение раство­римости ‚ ëäê DGs = 3,26 %. 2.  èÓ формуле (10.40) рассчитываем DVs = 2300 • 3,26/2700 = 2,78 %. 3.    Пористость породы после обработки определяем по уравнению (10.41): ms=U + 2,78 = 16,8 %. 4.  Кратность увеличения пористости после обработки СКР находим по (10.42) kms = 16,8/14 = 1,2. Задача 10.8 Определить проницаемость песчано-алевролитовых пород до кислотной об­работки и после нее. Методика Обычно в материалах исследования скважин геофизическими методами ря­дом с геофизическими параметрами указывают также значение пористости пластов. Проницаемость пород определяют с использованием корреляцион­ных зависимостей, в которые входят различные параметры (амплитуда по­тенциалов собственной поляризации, пористость и т.п.), либо другими мето­дами. Для определения изменения пористости и проницаемости после СКО и ГКО использованы лабораторные данные, выполненные Ф.М. Бурмичем. Типизация предкарпатских пород-коллекторов с учетом гранулометрического состава, количества цемента и глинистости приведена в табл. 10.10. Обработка данных об участии пор в фильтрации во время нагнетания в образцы пород кислотных растворов, проведенная Т.В. Будзенко в ЦНИЛ "Укрнефть", свидетельствует, что в высокопроницаемых образцах она почти в 2 раза выше, чем в низкопроницаемых. Для определения начальной проницаемости используют зависимости, полученные В.М. Дистряновым (табл. 10.11). Результаты анализа влияния КО на пористость и проницаемость кол­лекторов после обработки свидетельствуют, что с достаточной для практики точностью можно прогнозировать изменение проницаемости после КО, ис­пользуя экспериментальные данные. Изменение проницаемости после СКО (обработка СКР) и ГКО (последовательная обработка СКР и ГКР) опреде­ляют в лабораторных условиях. Из обработки экспериментальных данных найдены корреляционные зависимости увеличения проницаемости пород по­сле обработки СКР песчаников и алевролитов Предкарпатья в количестве, достаточном для удаления карбонатов: k's =0,9exp(0,2CK), (10.44) К= К/к После дальнейшей обработки ГКР этих же образцов породы найдены зависимости: 368

	Таблица 10.10 Типизация предкарпатских пород-коллекторов
	Код KL Название типа коллектора Содержание цемента, % Глинистость, % Коэффициент участия пор в фильтрации 1 2 3 4 5 Песчаники среднемелкозернистые Песчаники мелкозернистые Песчаники мелкозернистые, глинизированные Песчаники мелкозернистые, алевролиты сильно-глинизированные Алевролиты слабоглинизированные <5 <5 5-10 10-20 <10 2 3 5 8 5 0,42 0,37 0,32 0,26 0,23
	Таблица 10.11 Расчет проницаемости коллектора
	Тип коллектора (K Уравнение регрессии, мкм2 1 2 3 4 5 k0 = 163.2"9 m04,74 (10.43a) k0 = 127,8"" m06,34 (10.436) k0 = 158,7"" m05,92 (10.43в) k0 = 76,5"" m05,85 (10.43r) k0 = 74,3"13 m07,62 (10.43д)
	для пород с начальной проницаемостью k0 s 0,001 мкм2: и для пород с начальной проницаемостью k0 > 0,001 мкм2			(10.46)
	кд ~ Ks y		(10.47)
	где kg = K/k0.                                                                                    (10.48) Таким образом, можно с достаточной для практики точностью опреде­лить ожидаемое возрастание проницаемости после СКО и ГКО. На рис. 10.4 графически изображено изменение проницаемости после КО.
	10-
	Рис. 10.4. Изменение проницаемости пород Предкарпатья после СКО и ГКО: / - обработка излишком СКР по уравне­нию (10.44); 2 - последовательная обра­ботка СКР и ГКР согласно уравнению (10.47) для породы с k0 > 0,001 мкм2; 3 -то же для kn < 0,01 мкм2. Верхние грани­ˆ˚ кривых 2 и 3 для kms = kmg = 1,25, ÌËÊ­ние - для Иш = kmg = 1,1
	369

	Пример 10.8.1 Задано k0 = 0,044 мкм2; Ск = 3,1 %. Определить ожидаемую проницаемость после обработки СКР. Решение 1.  Расчет проводим по формуле (10.44) ks = 0,9exp0,2 • 3,1 = 1,67. 2.  Проницаемость после СКР определяем по формуле (10.45) ks = 1,67 • 0,044 = 0,074 ÏÍÏ2.
	Пример 10.8.2 Планируется провести ГКО песчаного коллектора типа KL = 4 раствором СКР, затем - ГКР. Известны &то = 1,2; kmg = 1,25; т0 = 11 %; Ск = 4 %. Оп­ределить проницаемость до обработки и после нее. Решение 1.  По формуле (10.43) определяем начальную проницаемость k0 = 76,6 • КГ11 m0585, = 76,6 • КГ11 • 1 236 366 = 0,00094 ÏÍÏ2. 2.  Ожидаемое изменение проницаемости после обработки СКР рассчи­тываем по уравнению (10.44) k*s = 0,9 ехр(0,2 • 4) = 0,9 • 2,22 = 2, а по истечении последовательной обработки ГКР - по формуле (10.46) k*g = 2(1,2 -1,25)3 =2-3,37 = 6,75. 3.  Проницаемость после ГКО определим по формуле (10.48) k*g = 675000094 = 0,0063 мкм2. Пример 10.8.3 Задано: k0 = 0,044 мкм2; Ск = 3,1 %; kms = 1,2; kmg = 1,1. Определить проница­емость после обработки ГКР ks = 1,7. Решение 1.  Изменение проницаемости рассчитываем по (10.47) Щ -1,7(1,2-1,1)2 = 1,7-1,74 = 2,96. 2.  Проницаемость после ГКО определяем по уравнению (10.48) ^ = 2,96-0,044 = 0,130 ÏÍÏ2. Задача 10.9 Рассчитать технологическую и экономическую эффективность проведения солянокислотной обработки. 370

	Методика
	Степень увеличения дебита после СКО рассчитываем, применив решение задачи о притоке жидкости в скважину с однородным и неоднородным плас­том. Расчетная схема изображена на рис. 10.5. Для расчета необходимо знать проницаемость пласта до и после обработки, радиус зоны растворения и зоны загрязнения продуктами реакции. Расчет для условий фильтрации через две зоны, ограниченные гзр и гирр, (рис. 10.5, б), по сравнению с фильтрацией через однородный пласт проводят по следующей формуле:
	Ai = Qs2___________________Ыг«/гс)__________________^			(10.49)
	Qo (-К / К ) Ь(г3 р / гс) + (^ / &„„Р 1п(гпр р / г3 р) + 1п(гк / гпрР ' где Qs2, Qo ~ дебит после обработки СКР и однородного пласта, м3/сут; k0, ks, kupp - проницаемость пласта соответственно до обработки, в зоне раство­рения и в зоне выпадения продуктов реакции, мкм2; rs, r3p, г^р, гк - соответ­ственно радиусы скважины, зоны растворения, зоны выпадения продуктов реакции и контура питания, м. Лабораторные исследования подтверждают, что после выпадения про­дуктов реакции СКР в поровой среде его проницаемость снижается до knnp = = (0,5-5-0,7)^0- И наоборот, если их немедленно извлечь из призабойной зо­ны, то проницаемость пласта не изменится, k^^ = k0 (см. рис. 10.5, а), и тогда формула (10.49) будет иметь следующий вид:
	4i =	-----------------v к / с/--------------.                                           (10.50)
	Qo (k0 /ks)ln(r3p /О + 1п(гж /гзр) Приняв, что фактический дебит перед обработкой Q.J, эквивалентен де­биту однородного пласта Qo, т.е. Q.J, = Qo, дебит скважины после обработки запишем так: Qs = ЛОф-                                                                                                 (10.51) Дополнительная добыча нефти DQÌ = (Qs - Qф)Гнpн(100 - W0)/\00,                                                     (10.52) где DQK - дополнительная добыча нефти после СКО, т; Гн - длительность работы скважины с повышенным дебитом, сут; рн - плотность нефти; W -обводненность нефти, %.
	Рис. 10.5. Схема притока пластовых флюидов в скважину с кон­центрическими зонами разной проницаемости: а - пласт с зоной растворения после СКО проницаемостью ks, б - пласт с зонами растворения ks и выпадения продуктов реак­ции &прр; в - пласт с зонами растворения ks, первичной прони­цаемости k0, выпадения продуктов реакции kupp и необработан­ной зоной с первичной проницаемостью k0		—»- а ко ГЗ.Р ь Цр ко Г3.р р Hip.p 0 ко кпр.р Ко Гвтс
	371

	Если необходимо более точно определить DQU, учитывая увеличение де­бита только тех пластов, которые подвергаются СКО, то дебит после обра­ботки рассчитываем по формуле Qss = Л^отОф + О " О0Ф>                                                                       (10.53) где еот - относительная гидропроводность обрабатываемых прослоек к пол­ной гидропроводности всех пластов в разрезе скважины [задача 10.2, фор­мула (10.13)]. В этом случае дополнительная добыча
	DQH = (А, - 1)еотОфГнРн(100 -			(10.54)
	Для оценки экономической эффективности СКО рассчитываем разницу средств от реализации нефти и затраты на проведение СКО по следующей формуле, в которую подставляем результаты расчетов по уравнениям (10.51) и (10.52) ÎË·Ó ÔÓ (10.53) Ë (10.54):
	ùÌ = (ñÌ - ëÌ)DQÌ - ZKO,			(10.55)
	где Эн - экономическая эффективность обработки, руб.; Ци - цена 1 т нефти, руб.; Сн - себестоимость 1 т нефти, руб.; ZKO - стоимость СКО, руб. Пример 10.9.1 Пласт песчаника обрабатывают 15 %-ным раствором НС1. Начальные параме­тры породы и условия такие же, как в примерах 10.4.1, 10.5.1 и 10.8.1. До­полнительные данные: гс = 0,1 м; гк = 200 м; Т = 100 сут; рн = 0,84 т/м3; Оф = 86,6 м3/сут; Wo = 81,9 %; ЦИ = 15 руб/т; Сн = 8 руб/т. Рассмотрим варианты обработки объемами СКР: Vks составляет 3; 6 и 9 м3; ZKO составля­ет 200; 300 и 400 руб. Влияние продуктов реакции не учитываем, так как они немедленно извлекаются из пласта. Рассчитать технологическую и экономи­ческую эффективность. Решение 1. Рассчитываем Asi по формуле (10.50), например, для Vb = 3 м3 по данным табл. 10.9 имеем гзр = 0,54 м. Тогда
			1п(200/0,1)	= 1,102.
	4i =	О0 (0,044 / 0,074) 1п(0,54 / 0,1) + 1п(200 / 0,54) Результаты расчетов сведем в табл. 10.12.
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.12 Эффективность СКО с удалением продуктов реакции
	Оценка Радиус зоны Ожидаемая Ожидаемый Ожидаемая экономи- Объем СКР, растворения, кратность дебит после дополнитель- Затраты на ческой Ï3 м возрастания СКО, м3/сут ная добыча СКО, руб. целесооб- дебита нефти, т разности проведения СКО, руб. 3 0,54 1,100 95,3 132 2000 7200 6 0,76 1,121 97,0 158 3000 8100 9 0,92 1,134 98,2 176 4000 8300
	372

	2.   Определяем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее СКР для Vb = 3 Ï3 ÔÓ уравнению (10.51) Qsl = 1,102 • 86,6 = 95,3 м3/сут. 3.  Дополнительную добычу нефти рассчитываем по формуле (10.52) для Vks = 3 Ï3 ëäê: DQHi = (95,3 - 86,6)100 • 0,84 • (100 - 81,9)/100 = 132 Ú. 4.  Экономическую эффективность обработки СКР определяем по фор­муле (10.55) для Vb = 3 Ï3: ùÌ = (150 - 80)132 - 2000 = 7200 руб. Таким образом, с увеличением объема СКР эффективность возрастает неравномерно. Поэтому выбор объема СКР зависит от потребности в нефти или потребности получить наибольший экономический эффект (9 или 6 м3). Пример 10.9.2 Условия расчета такие же, как в примере 10.9.1, но продукты реакции оста­лись в пласте. Значение kupp = 0,7; ks = 0,031 мкм2, радиус фронта продуктов реакции для объемов СКР Vks = 3; 6 и 9 м3 соответственно равен 1,4; 2,1 и 2,6 м. Стоимость СКР соответственно составляет 2500; 3500 и 4500 руб. Решение 1. Расчет As2 производим по формуле (10.49) для 7ь=3м3 по данным Ú‡·Î. 10.9 Ë гзр = 0,54 Ï.
		А, = ^ = ■	1п(200/0,1)	■ = 1,039.
	Оо (0,044/0,074)1п(0,54/0,1) + 1п(0,044/0,031)1п(1,40/0,54) + 1п(200/1,4) Результаты расчетов сведены в табл. 10.13. 2.   Рассчитаем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее СКР ‰Îfl Vb = 3 Ï3 ÔÓ формуле (10.51) Qs2 = 1,032 • 86,6 = 90,0 Ï3/ÒÛÚ. 3.  Дополнительную добычу нефти рассчитаем по уравнению (10.52) для Vks = 3 Ï3 ëäê: DQÌi = (90 - 86,6)100 • 0,84 • (100 - 81,9)/100 = 52 Ú. 4.  Экономическую эффективность обработки СКР определяем по (10.55) для Ó·˙Âχ Vks = 3 Ï3:
	Табли ца К .13 Эффективность СКО с оставленными в пласте продуктами реакции Оценка Радиус зоны Ожидаемая Ожидаемый Ожидаемая экономи- Объем СКР, растворения, кратность дебит после дополнитель- Затраты на ческой Ï3 м возрастания СКО, м3/сут ная добыча СКО, руб. целесооб- дебита нефти, т разности проведения СКО, руб. 3 0,54 1,039 90,0 52 2500 1140 6 0,76 1,058 91,6 76 3500 1820 9 0,92 1,067 92,4 88 4500 1660
	373

	ùÌ = (150 - 80)52 - 2500 = 1140 руб. Таким образом, с увеличением объема СКР более 6 м3 эффективность не возрастает. Пример 10.9.3 Сравнить эффективность обработки со своевременным удалением прореаги­ровавшей кислоты до выпадения продуктов реакции в пласт и эффектив­ность СКО с выпадением. Решение Для сравнения используем расчеты, выполненные в примерах 10.9.1 и 10.9.2, обозначив обработки CKOt и СКО2. Сравнительные данные приведе­Ì˚ ‚ Ú‡·Î. 10.14. Таким образом, продукты реакции, оставленные в пласте, в 2 раза уменьшают дополнительную добычу нефти и в 5 раз снижают экономичес­кую эффективность работ. Поэтому оставлять продукты реакции в пласте крайне нежелательно. Задача 10.10 Определить объемы продавливающей и вытесняющей жидкости для кислот­ной обработки. Продавливающая жидкость содействует замене СКР в объе­мах НКТ и эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Вытесня­ющая жидкость обусловливает перемещение СКР в пласте за пределы зоны растворения для полного использования химической активности кислоты. Методика Обоснуем необходимость применения вытесняющей жидкости. Реакция СКР в пласте происходит почти мгновенно (задачи 10.4 и 10.5), профиль нейтра­лизации кислоты является прямоугольным. Радиус зоны растворения породы кислотой можно определить по рис. 10.3. Как видим, на расстоянии мень­шем, чем радиус зоны растворения г < гзр, после продавливания всего СКР из скважины в пласт образуется зона, заполненная кислотой с начальной концентрацией, так как все растворимые в СКР компоненты уже удалены. Это означает, что объем СКР, который содержится в этой зоне, не исполь­зуется и выносится на поверхность либо в систему накопления нефти. Так­же вполне возможно образование в пласте и стволе нефтекислотных эмуль-
	Таблица 10.14 Сравнительная эффективность СКО
	Объем Ожидаемая дополнительная добыча, т Отношение дополни- Ожидаемый экономический эффект, руб Отношение эффектов СКР, м3 СКО, СКО2 тельной добычи нефти СКО2/СКО, СКО, СКО2 СКО,/СКО2 3 6 9 132 158 176 52 76 88 0,39 0,48 0,50 7240 8060 8320 1140 1820 1660 0,16 0,23 0,20
	374

	сии во время дренирования пласта с целью очищения от продуктов реакции. Поэтому необходимо вытеснить всю химически активную кислоту за пределы растворения, где она нейтрализуется. Для этого необходимо после СКР за­качать в пласт дополнительный объем вытесняющей жидкости, несколько больший объема зоны растворения, который определяют по графику Vk = = fir) для г = гзр. Таким образом, V‚ÚÒ = 1,2У3.р,, Ï.                                                                                        (10.56) Если учитывать с запасом, то можно принять V‚ÚÒ = 0,3Vks.                                                                                               (10.57) Когда НКТ для СКО спускают к нижнему отверстию перфорации на­против обрабатываемых кислотой пластов, то объем (м3) продавливающей жидкости
	Увд = 0,785W2tfH.o + iDl - <ОШЫ - Нво),                                              (10.58) где dB, dBK - внутренний и внешний диаметры НКТ, м; DK - внутренний ди­аметр эксплуатационной колонны, м; Яно и Нво - глубина нижнего и верх­него отверстий перфорации в скважине или обрабатываемого интервала во время поинтервальной обработки. Пример 10.10.1 Рассчитать объем продавливающей и вытесняющей жидкости для следую­щих условий: интервал обработки пласта Яно = 2823 м, Нво = 2733 м; DK = = 0,124 Ï, dw = 0,073 Ï; d‚ = 0,062 Ï. Для Vb = 6 Ï3 Ó·˙ÂÏ У3.Р* = 0,9 Ï3. Решение 1.  Рассчитаем объем вытесняющей жидкости по формуле (10.56) V‚ÚÒ= 1,2 -0,9 = 1,1м3. Если значение V3ps неизвестно, по уравнению (10.57) можно найти V‚ÚÒ = 0,3 • 6 = 1,8м3. 2.  Рассчитаем объем продавливающей жидкости по формуле (10.58) Упрд = 0,785((0,0622 • 2823) + (0,1242 - 0,0732)(2823 - 2733)) = 9,42 Ï3. Задача 10.11 Выбрать состав кислотного раствора для обработки песчаного коллектора, а также состав продавливающей и вытесняющей жидкостей. Методика Известны: карбонатность породы по содержанию СаСО3; количество прове­денных КО в скважине NKO; температура пласта Т^; ожидаемое содержание железа после нагнетания СКР в пласт Fe3+; тип пластовой воды - хлор-кальциевая или другая WB$; содержание (%) асфальтенов в нефти Ыж, смол NCM и нафтеновых кислот ЛГнф; проницаемость пласта k0, мкм2. Кислотные растворы содержат: активную составляющую (соляную, плавиковую кислоту 375

	и др.) и добавки (ингибиторы коррозии, стабилизаторы, удерживающие в растворе соединения железа; ПАВ, содействующие вынесению продуктов реакции). Выбор активных составляющих кислотного раствора. Для солянокис-лотной обработки низкопроницаемых коллекторов (k0 < 0,1, мкм2) обычно применяют солянокислотные растворы с 10—15 %-ным содержанием НС1, а для глинокислотной - смесь кислот - глинокислотный раствор хНС1 + г/HF, где х = 10-5-15 % и у = 1-5-3 % (табл. 10.15). Ограничение концентрации одно­временно облегчает вынесение продуктов реакции и не допускает разруше­ния кремнистого скелета песчаника. Если у = 0, то применяют только СКО раствором 10-15 %-ной НС1, а если у > 0, то - ГКО, во время которой обычно нагнетают в пласт СКР, а затем ГКР при концентрации у = 3 %. Например, концентрацию у = 4-5-5 % применяют редко, в случае возрастания проницаемости песчаника и сохра­нения его прочности по данным лабораторных экспериментов. Отношение СКР и ГКР определяют с учетом состава породы, загрязне­ния пласта во время глушения скважин и объема кислотных растворов при предыдущих обработках. Соотношение изменяется от 1 : 3 до 3 : 1, чаще все­го 1 : 1. Названия кислотных растворов приведены в табл. 10.16. Ингибиторы, стабилизаторы и ПАВ, применяемые для КР, имеют тем­пературные ограничения и др. Выбор ингибиторов для КР. Ингибиторы уменьшают коррозийную ак­тивность кислотного раствора. С возрастанием температуры они резко сни­жают защитную функцию. В табл. 10.17 приведены рекомендации по ис­пользованию некоторых ингибиторов. Выбор стабилизаторов для КР. Стабилизатор добавляют к кислотному раствору, чтобы избежать выпадения осадка гидроокиси железа вследствие образования его комплексных соединений. В табл. 10.18 приведены рекомен­дации по использованию наиболее применяемых стабилизаторов.
	Таблица 10.15 Выбор типа и состава кислотного раствора
	Карбонатность породы Число проведенных КО (WKO) при содержании HF в ГКР у, % 0 1 2 3 4 25 CKs3 3 s CÍ s 5 CÍ>5 1 0 0 2 0 0 2 1 0 3 2 1 3 3 2 со со со
	Таблица 10.16 Применение кислотных растворов
	Кислотный раствор Условия выбора Ингибированный КР Ингибированный и стабилизированный КР Ингибированный и стабилизированный КР улучшенной фильтруемости (с ПАВ) Ингибированный КР улучшенной фильтруе­мости (с ПАВ) JVac < 2 Ë NÒÏ < 6; k0 г 0,1 JVac < 2 Ë NÒÏ < 6; k0 < 0,1 JVac г 2 ËÎË NÒÏ г 6; k0 < 0,1 JVac г 2 ËÎË NÒÏ г 6; k0 г 0,1
	376

	퇷 ÎË ˆ‡ 10.17 Ингибиторы для КР
	Ингибитор Рекомендуемая концентрация при Гпл, % <60 °C 60-90 °C 90-110 °C 110-130 °C Катапин КИ-1 0,2 0,3 0,4 0,5 Катапин + уротропин (1:1) 0,2 + 0,2 0,3 + 0,3 0,4 + 0,4 0,5 + 0,5 Å2 0,2 0,3 0,4 - И-2-А 0,2 - - - И-2-А + уротропин (1:2) 0,2 + 0,4 0,3 + 0,6 0,4 + 0,7 0,4 + 0,9
	Таблица 10.18 Стабилизаторы для КР
	Стабилизатор Пластовая температу­ра, °ë Содержание железа, Fe3+, % Концентрация стаби­лизатора, % Уксусная кислота <60 <0,1 1,0 < 0,2 1,5 <0,5 3,0 Лимонная кислота <90 <0,3 0,5 <0,5 1,0 Сульфат натрия < НО <0,3 0,08 Уксусная + лимонная кис- <120 <0,2 2,0 + 0,4 лота КРАСТ <140 <0,3 0,07
	Таблица 10.19 Условия выбора ПАВ (по данным ВНИКРнефти)
	Рекомендуемые Характеристики Пластовая ПАВ пластовой воды Wm нефти температура, °С Не применяются 1 N‡Ò S 1 % >80 JV ф > 0,3 % ОП-10, превоцел, W-ON, >2 JV^c> 1 % >80 ОП-7, ОЖК Сапа ль, ОП-10, дисоль- > 2 N > 1 % s80 ван, превоцел, W-ON, ОП-7, ОЖК, проксанолы, проксамины, КАУФЭ-14 и для пресной воды - сульфанолы ОП-10, превоцел, W-ON, 2 Любые >80 ОП-7, ОЖК Сапа ль, ОП-10, дисоль- 2 s80 ван, превоцел, W-ON, неонол, ОП-7, ОЖК, проксамины, КАУФЭ-14 Примечание. *Wn = 1 - гидрокарбонатриевые воды; Wm = ^ ! - хлоркальциевые воды; Wm > 2 - другие воды.
	Выбор поверхностно-активных веществ для КП. Поверхностно-активные вещества улучшают фильтрацию КР, предотвращают блокировку пор продуктами реакции, облегчают их извлечение из призабойной зоны. Рекомендации по подбору ПАВ (в порядке уменьшения их активности) для буферных и продавливающих жидкостей, а также кислотных растворов приведены в табл. 10.19. 377

	Табл. 10.15-10.19 даны для облегчения выбора КР в связи с условиями обработки и характеристиками реагентов. Выбирать КР всегда следует с учетом условий обработки и ограничений применения реагентов, которые описаны в их документации. Продавливающая и вытесняющая жидкости - это, как правило, водные растворы ПАВ. Основой раствора может быть пластовая или пресная техни­ческая вода, а также отходы промышленности, которые не ухудшают прони­цаемости пласта. Обычно добавляют 0,3-0,5 % ПАВ в зависимости от кон­центрации активного вещества. Для КО нефтяных скважин преимуществен­но используют катионоактивные и неионогенные ПАВ (см. табл. 10.19). Пример 10.11.1 Выбрать состав кислотного раствора вытесняющей и продавливающей жид­кости для обработки эоценового песчаника при таких условиях: Ск = 4 %, JVcko = 2; TÔÎ = 85 °ë; Fe3+ = 0,25 %; W‚‰ = 2; N‡Ò = 0,8 %; NÒÏ = 10 %; Nnv = = 0,2 %; k0 = 0,05 ÏÍÏ2. Решение Выбираем тип и состав активной части кислотного раствора, пользуясь рекомендациями табл. 10.15. В скважине необходимо провести ГКО, приме­няя последовательную обработку СКР - 10 % НС1 и ГКР - 10 % НС1 + 1 % HF. Принимаем соотношение между объемами СКР и ГКР 1:2, поскольку в скважине уже дважды проводили СКО. 2.  Другие КР выбираем по табл. 10.16. Для конкретных условий, со­гласно таблице, применяем ингибированный и стабилизированный раствор улучшенной фильтруемости. 3.  По рекомендациям табл. 10.17 как ингибитор выбираем 0,3 % катапи-на КИ-1, а по табл. 10.18 как стабилизатор - 0,5 % лимонной кислоты. ПАВ выбираем согласно табл. 10.19 - превоцел 0,3 %. 4.   Состав продавливающей и вытесняющей жидкостей выбирают по табл. 10.19. В данном случае - это техническая вода с добавкой 0,5 % прево-цела в вытесняющей жидкости и 0,3 % - в продавливающей. Таким образом, для обработки скважины применяем ГКО, нагнетая в пласт СКР и ГКР в соотношении 1:2. Рецептура СКР - 10 % НС1 + 0,3 % КИ-1 + 0,5 % лимонной кислоты + 0,3 % превоцела. Рецептура ГКР (объем которого вдвое больше, чем СКР) такая же, как СКР и, кроме того, добавле­но 1,0 % HF. Задача 10.12 Рассчитать длительность реакции глинокислотного раствора (ГКР) в порах песчаного карбонизированного коллектора. Методика ГКО проектируют как последовательную обработку пласта солянокислотным раствором, а затем — глинокислотным. Реакция ГКР с породой, как и реакция СКР, является гетерогенной ре­акцией первого порядка, лимитируется диффузорной стадией и описывается уравнением 378

	(10.59)
	где
	(10.60)
	Co и С — соответственно начальная и текущая концентрация кислоты (молярная или в массовых процентах); р - коэффициент массопередачи, м/с; т - время фильтрации сквозь породу, с; dcp - средний диаметр пор в пористой среде, м; ks - проницаемость пласта перед обработкой ГКР, мкм2; ms - пористость перед обработкой ГКР (после СКР), %. С достаточной для практики точностью считаем, что степень нейтрали­зации ГКР приближается к уровню С = 0,1 Со. Прологарифмировав уравне­ние (10.59) и учитывая, что 1п(С0/С) = 2,3, находим длительность нейтра­лизации для заданных условий т = 0,575^/%.                                                                                        (10.61) Чтобы определить коэффициент массопередачи, используем эмпиричес­кую зависимость для ГКР: Р, = 9,8 • 10-4Re105Dm!7/rfcp,                                                                      (10.62) где Re = (ucpdcp)/v);                                                                                     (10.63) Dmg - коэффициент молекулярной диффузии, постоянный для определенно­го состава глинокислоты и температуры, м2/с; иср - средняя линейная ско­рость движения ГКР, м/с; v - кинематическая вязкость кислоты, м2/с. Для расчета Рд сначала необходимо определить
	Д., = (Д„, • 0,0178- Ю-4 /273Ж273 + Гш)/у),	(10.64)
	где Dof - коэффициент диффузии для HF при 0 °С. Значение Dof - находим по табл. 10.20 для заданной концентрации HF, а значение вязкости воды v - по табл. 10.5. Вычислив Dmf по формуле (10.64) и Dms по уравнению (10.26), находим коэффициент диффузии для смеси кислот Dmg = (Dms + Dmf)/2.                                                                                 (10.65) Длительность реакции рассчитываем по (10.61). Линейная скорость фильтрации ГКР в поровом пространстве наиболее высокая на стенках скважины (обычно гс = 0,1 м) и уменьшается с увеличе­нием радиуса проникновения кислоты г. Сложнее определить суммарную площадь отверстий на цилиндрических фильтрационных поверхностях ра- Таблица 10.20 Коэффициент диффузии для HF при 0 "С
	Концентрация HF Коэффициент диффузии DQ; 10"8, Ï2/Ò Массовая Со, % молярная Cmf ■ 106 мг-экв/м3 1 2 3 4 5 6 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 0,120 0,125 0,130 0,136 0,141 0,147
	379

	диусом г. Для этого учитывают неравномерность проникновения ГКР в раз­рез и вокруг скважины (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), а также микронеоднородность порового пространства по распределению поро-вых каналов и участие их в фильтрации. Таким образом, площадь фильтра­ции на расстоянии г от скважины можно записать следующим образом: F = 2яг(^/100)/гэфйв.ЛЛ.Ф^-                                                                (Ю.66)
	Среднюю линейную скорость движения СКР определяем по формуле
	иср = (q/86400)/F,	(10.67)
	где q - объемный расход ГКР, м3/сут; F - площадь фильтрационных от­верстий, м2; иср - средняя линейная скорость фильтрации, м/с; г - радиус распространения ГКР от оси скважины, м, г > rc; ms - пористость после СКР, %; Аэф - эффективная перфорированная толщина пласта, м; kBO - ко­эффициент степени охвата пласта по вертикали (по данным промышленных исследований); kTO - коэффициент степени охвата пласта ГКР по горизон­тали; ky ф - коэффициент, учитывающий участие пор в фильтрации ГКР (по данным лабораторных исследований); kB - коэффициент вытеснения пласто­вой жидкости водным кислотным раствором (по данным лабораторных ис­следований). Неравномерность охвата породы обработкой ГКР в горизон­тальной плоскости учитывает зависимость (10.29). Пример 10.12.1 Проектируется глинокислотная обработка вначале СКР 15 % НС1, а затем ГКР 15 % НС1 + 3 % HF. Рассчитать длительность реакции в поровом про­странстве. Условия обработки: ms - 16,8 %; ks - 0,074 мкм2, остальное - как в примере к задаче 10.4. Решение Определяем вначале суммарную площадь поровых отверстий на рассто­янии г от оси скважины, через которые фильтруется по пласту кислотный раствор по формуле (10.66): F = 2 • 3,14г(16,8/100)78,3 • 0,35 ехр(-0,1г)0,28 • 0,5 = 4,05г ехр(-0,1г). Здесь и далее решение записано как функция г. Результаты расчета сведены в табл. 10.21. 2. Найдем среднюю скорость (м/с) фильтрации кислотного раствора на расстоянии г по формуле (10.67): Mq, = (260/86400)/F = 0,003/F.
	Таблица 10.21 Расчет процесса глинокислотной обработки
	Параметры Расстояние от оси скважины г, м 0,1 0,3 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0 Суммарная площадь поровых отверстий F, м2 Средняя линейная скорость фильтрации СКР «ср • 10"3, Ï/Ò Число Рейнольдса Re • 10 4 Коэффициент массопередачи р • 10~8, м2/с Длительность реакции в пласте т, с 0,4 7 801 24,2 10 1,2 2,5 286 8,2 30 1,9 1,6 183 5,1 47 3,7 0,82 94 2,4 98 6,6 0,45 51 1,3 180 9,0 0,33 38 0,9 253 10,8 0,28 32 0,8 298
	380

	3.   Число Рейнольдса определяем по уравнению (10.63). Вначале по формуле (10.60) рассчитаем диаметр поровых каналов rfq, = 0,57(0,074/16,8)°-510-4 = 3,8 • 10"6 Ï. Полагаем, что кинематическая вязкость ГКР равна вязкости воды с пла­стовой температурой Гщ, = 85 °С. v = 0,33 • 10"6 Ï2/Ò. Тогда число Рейнольдса Re = мср3,8 • 10"6/0,33 • 10"6 = Н,5мср. 4.  Рассчитаем коэффициент массопередачи для реакции в поровом про­странстве по формуле (10.62). Вначале определим значение коэффициента диффузии 3 % HF для температуры пласта по уравнению (10.64): Dmf= (0,13 • 10"8 • 0,0178 • 10"4/273)[(273 + 85)/0,0033 • 104)] = = 0,92 • 10"8 Ï2/Ò. Коэффициент диффузии для ГКР вычисляем по формуле (10.65) Dms = (1,5 + 0,92)10"8/2 = 1,21 • 10"8 Ï2/Ò. Подставив значения коэффициента диффузии в (10.62), получим Р = 9,8 • 10-4Re106l,21 • 10"8/3,8 • 10"6 = 3,12 • 10-6Re106 Ï/Ò. 5.  Определим длительность реакции (с) в пласте по уравнению (10.61), подставив в него рассчитанный ранее диаметр поровых каналов dcp: х = 0,575 • 3,2 • 10"6 68 = 184 • 10"8 /р. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что скорость реакции ГКР в пласте меньше, чем СКР, но все это измеряется секундами. Поскольку на­гнетание в пласт ГКР длится обычно 0,5—3 ч, выдерживать глинокислоту на реагирование не нужно, так как она теряет почти всю химическую актив­ность во время поступления в пласт. Например, на расстоянии 1 м от оси скважины она теряет 90 % кислотности за 98 с. Реакция преимущественно закончится еще во время фильтрации в порах коллектора. Таким образом, выдерживать глинокислоту в пласте на реагирование не следует, а учитывая выпадение в порах осадка продуктов реакции, даже вредно. Задача 10.13 Рассчитать параметры зоны растворения в ГКР. Определить глубину про­никновения глинокислотного раствора в поровое пространство, количество растворенной породы и радиус зоны растворения на основании лаборатор­ных исследований, изменение пористости пород после их обработки ГКР (х % НС1 + у % HF) нагнетается в пласт после СКР (х % НС1 ). Методика Кислотный раствор проникает в поровое пространство неравномерно. По­этому, как и в задаче 10.12, учтено влияние макронеоднородности породы (коэффициентами kBO и kTO) и микронеоднородности (коэффициентом ky$). 381

	На основании этого можно рассчитать объем Vkg занимаемый глинокислотным раствором на расстоянии г от оси скважины. Vkg = 2я/гэф£в.о£у.ф£в(т,/100)(ехр(-0,1гс)(0,1гс + 1) - - ехр(-0,1г)(0,1г + 1))100.                                                                      (10.68) Если выражение в скобках обозначить как А(г), то формула (10.68) бу­дет иметь вид Vkg = inh^K^hmAtr).                                                         (10.69) Расчет обычно производят в пределах rc s r s 10 м, где гс = 0,1 м. Шаг изменения радиуса следующий: 0,1 м в пределах до г = 1 м; 0,2 - в пределах до r = 2 ÏË 0,5 Ï ‚ пределах ‰Ó r = 10 Ï. По приведенной выше формуле определяем, на какое расстояние от оси скважины по радиусу проникает некоторый объем КР, и строим график V^ = fir) (рис. 10.6). Далее рассчитываем длительность нагнетания заданного объема кислотного раствора в пласт tv = lUOV^/q,,                                                                              (10.70) где tv - длительность закачивания ГКР, мин; qK - расход ГКР, м3/сут. Порода растворяется в количестве растворенной породы Gg только в интервале проникновения ГКР с условным радиусом г. Это значит, что воз­растает объем той части порового пространства, которая пребывает в кон­такте с ГКР и является зоной реакции кислоты с породой. Количество растворенной породы легко рассчитать, если известен ко­эффициент возрастания пористости kmg. Для расчета kmg используем резуль­таты лабораторных экспериментов. Проводят фильтрацию 60-100 объемов ГКР в избытке количества, необходимого для значительного удаления цемен­та из образца породы (приблизительно на 80 %), и определяют увеличение пористости Атд. Отсюда Кд = (m0 + Ат* + ^mg)/im0 + Атд) = (ms + Amg)/ms.                           (10.71) Количество растворенной породы в зоне г проникновения Vkg объема глинокислоты Ge = pCKVkgikmg - 1).                                                                                                 (10.72) Здесь рск = 2650 кг/м3 - плотность скелета породы, растворяющейся в СКР. Остальные данные известны. Для слабокарбонатных песчаных пород Предкарпатья kmg = 1,1+1,3. Таким образом, используя зависимость Vkg = fir), можно построить за­висимость Gg = f(r). Определяем размеры зоны растворения ГКР. Известно, что реакция ГКР в пласте происходит почти мгновенно (задача 10.12) - за десятки се­кунд, поэтому профиль нейтрализации ГКР в пласте - прямоугольный, а радиус фронта зоны растворения - условный. Для его определения необхо­димо найти максимальное количество породы, которая может стать раство­ренной в заданном объеме кислотного раствора заданной концентрации: Gmg = VkgDCgRmg,                                                                                             (10.73) где Gmg - максимальная растворимость в кислотном растворе, кг; DCg - по­теря кислотной смеси (хНС1 + г/HF) %, мг-экв/м3; Rmg - средняя раствори­мость породы на единицу потери кислотности, кг/мг-экв. 382

	Сг; V, м°
		3 г,м
	0,6 0,76 1 0,86
	Рис. 10.6. Развитие зоны растворения пласта во время ГКО и профиль нейтрализации кислоты (типичная картина): Gmg Gmg Gss - масса растворенной породы соответственно в 6 м3 СКР, 8 м3 ГКР и остатке соля­ной кислоты после нейтрализации связанных кислот (HF с НС1), т; Vb и Vkg - объемы СКР и ГКР, м3; г - радиус от оси скважины, м; r3 p s и г3 - условные радиусы зоны растворения в солянокислотной и глинокислотной составных ГКР; м; С/Со - отношение текущей концентра­ции к начальной
	После расчета Gmg для заданных Vkg радиус зоны растворения гзр опре­деляем графическим либо приближенным методом. Откладываем на оси Gg значение Gmg и, пользуясь кривой Gg = fir), находим на абсциссе г искомый радиус зоны растворения (см. рис. 10.6). Для условий обработки песчаных пород Предкарпатья Rmg = (15-5-22)1(Г6 КГ/МГ'ЭКВ. Потерю кислотности определяют с учетом того, что 1 % HF связывается с 3,6 % НС1 и расходуется на разложение алюмосиликатов. Поэтому отдель­но рассчитываем использование связанных кислот, отдельно - соляной кис­лоты:
	DCg = 3,6y(Cms + Cmf)/x (Сш - находим по табл. 10.4, a Cmf - по табл. 10.20). Подставив формулу (10.74) в (10.73), получаем Gmg = 3,6Vkg(Cms + Cmf)Rmgy/x.(	(10.74)
		(10.75)
	Наиболее часто радиус растворения г3 в ГКР изменяется в пределах 0,3-1,0 Ï. Остальные ГКР - это соляная кислота, которую расходуют из дополни-
	383

	тельного растворения карбонатов за пределами зоны растворения СКР. По­теря кислотности этой части ГКР Dëgs = (x - 3,6y - 0,lx)(Cms + ëmf)/x.                                                  (10.76) С учетом этого дополнительное количество породы, растворенной остат­ками солянокислотной составляющей ГКР, запишем в виде Ggs = VkgRmsDCgs,                                                                                              (10.77) или Ggs = VkgRms(x - 3, 6y - 0,lx)(Cms + ëmf)/x.                                          (10.78) Таким образом, фронт зоны растворения в СКР продвинется в глубь пласта и будет отвечать ординате кривой Gs: Gss = Gs + Ggs.                                                                                                  (10.79) Далее обобщаем результаты расчетов обработки пласта СКР и ГКР (задачи 10.5 и 10.13) и выбираем их объемы для ГКО. При этом помним, что радиус зоны растворения в СКР (без учета Ggs) должен быть больше радиу­са зоны растворения в ГКР. Методика построения графиков действия кислоты в пласте и определе­ния гзр и Гдрр описана в примере 10.13.1.
	Пример 10.13.1 Пласт карбонизированного песчаника обработан раствором 15 %-ной НС1. После раствора НС1 нагнетают ГКР - 15 % НС1 + 3 % HF. Другие условия задачи те же, что и в примерах к задачам 10.4 и 10.12. Кроме того, по дан­ным лабораторных исследований Ск = 3,1 %; kmg = 1,22; рск = 2700 кг/м3; Cmf = 1,5 • 106 мг-экв/м3; Rmg = 16 • 106 кг/мг-экв. Решение 1.  Определяем вначале по формуле (10.69) возрастающий объем ГКР по мере его поступления в пласт как функцию условного радиуса: Vb = 2 ■ 3,14 • 16,8 • 78,3 • 0,35 • 0,28 • 0,5А(г) = 405Жг). Здесь и далее результаты расчетов сведены в табл. 10.22. 2.  Длительность нагнетания ГКР на заданную глубину пласта (по ра­диусу) рассчитываем по формуле (10.70); расход кислотного раствора q = = 260 Ï3/ÒÛÚ, ËÎË q = 0,18 Ï3/ÏËÌ: tv=Vkg/0,\8.
	Таблица 10.22 Растворение породы пласта по глубине проникновения ГКР
	Параметры Радиус зоны растворения, м 0,1 0,3 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0 3,0 4,0 Объем ГКР Vhg, м2 - 0,18 0,47 0,93 1,88 4,12 7,08 14,9 24,8 Длительность нагнетания ГКР - - - - 10,5 22,8 38,8 82,8 138,8 в пласт tv, мин Масса растворенной породы - 107 279 552 1117 2447 Не рассчитана Gg, Í„
	384

	3. Количество породы, которая может раствориться в зоне г проникно­вения ГКР, определим при условии, что известны значения kmg = 1,22 и рск = = 2700 Í„/Ï3. С учетом этого запишем формулу (10.72) в виде Gg = 2700(1,22 -
	4.  Рассмотрим варианты нагнетания в пласт от 3 до 18 м3 ГКР - 15 % НС1 + 3 % HF и определим максимальную растворимость породы после ней­трализации СКР на 90 % по формуле (10.75). Для 15 %-ной НС1 по табл. 10.4 находим Cms = 4,46 • 106 мг-экв/м3, а для 3 %-ной HF по табл. 10.20 вы­бираем Cmf= 1,5 • 10б мг-экв/м3. Подставив известные значения в уравнение (10.74), ̇ıÓ‰ËÏ Dëg = 3,6 • 3(4,46 + 1,5)/15 = 4,29 • 106 мг-экв/м3. По формуле (10.73) определяем максимальную растворимость в кислот­ном растворе Gmg = 4,29 • 106 • 16 • \0~6Vkg = 68,6Vkg. Результаты расчетов сводим в табл. 10.23. 5.   Построим по данным табл. 10.22 графики Vrg = fir). Отложим на кривой Gg каждое найденное значение Gmg и, опустив из этой точки перпен­дикуляр на ось ординат, получим соответствующий радиус зоны растворения (ÒÏ. рис. 10.6). 6.  Найдем окончательную потерю кислотности ГКР по формуле (10.76) DCgs = (15 - 3,6 • 3 - 0,1 • 15)(4,46 + 1,5)106/15 = 1,07 • 106 мг-экв/м3. 7.  Дополнительное количество растворенной породы остатками соляно-кислотной составляющей ГКР определяем по формуле (10.77): Ggs = 6 • 20 • 10"6 • 1,07 • 106 = 128 Í„. 8.  Фронт зоны растворения в СКР продвинется в глубь пласта и со­гласно формуле (10.79) будет отвечать следующей ординате кривой Gs: GK = 480 + 128 = 608 Í„. Соответственно радиус фронта зоны растворения в СКР увеличится от 0,76 до 0,86, или на 15,8 %. Поскольку такой прирост радиуса обработки на расстоянии от оси скважины мало повлияет на дебит, для приблизительных расчетов им можно пренебречь. 9.  Зная глубину обработки пласта кислотой и пользуясь полученными результатами, можно построить профиль нейтрализации кислоты в пласте
	Таблица 10.23 Объемы ГКР и глубина обработки пласта
	Объем глинокислотного Максимальная растворимость в Радиус, м раствора, м3 кислотном растворе, кг Гпр.Р 3 206 0,40 1,4 6 412 0,60 2,0 9 618 0,76 2,5 12 824 0,86 Не определен 15 1030 0,98 То же 18 1235 1,05
	385

	퇷 ÎË ˆ‡ 10.24 Объемы СКР и ГКР и характеристики зон растворения
	Объемы СКР + ГКР, м3 Максимальная раствори- Радиус зоны растворе- Объем зоны растворе- мость пород, кг ния, м ния, м3 3,00 + 3,00 240,84 + 205,98 0,53 + 0,43 0,53 + 0,4 6,00 + 6,00 481,68 + 411,96 0,75 + 0,61 0,89 + 0,69 9,00 + 9,00 722,52 + 617,93 0,93 + 0,74 1,34 + 1,04 12,00 + 12,00 963,36 + 823,91 1,07 + 0,86 1,78 + 1,38 15,00 + 15,00 1204,20 + 1029,89 1,20 + 0,96 2,23 + 1,73
	(см. рис. 10.6) в координатах С/Со = fir), где С и С,- текущая и началь­ная концентрации ГКР. 10.  Выбираем возможные варианты пар объемов СКР и ГКР, учитывая, что зона растворения СКР была больше зоны действия ГКР (табл. 10.24). 11.  Объемы зоны растворения находим по графикам (см. рис. 10.6). Задача 10.14 Рассчитать количество растворенной породы в глинокислотном растворе. Методика Методику применяют, если отсутствуют данные исследований, касающиеся увеличения пористости образцов породы после обработки ГКР. Результаты расчетов используют также для сравнения с данными лабораторных экспе­риментов. Для решения задачи необходимо знать содержание карбонатов и глин в породе. Из лабораторных экспериментов исследования растворимости песчано-алевролитовых пород Предкарпатья в ГКР, которые уже обработаны СКР, известно, что во время обработки ГКР в пластовых условиях из породы уда­ляется около 60 % алюмосиликатов и 30 % карбонатов. Растворение SiO2 на­чинается тогда, когда окиси типа RO и R2O3 уже извлечены. С учетом приве­денных данных запишем формулу растворимости породы в излишке ГКР в виде DGg = 0,6C„Î + 0,3CÍ,                                                                               (10.80) где DGg - растворимость породы в ГКР, % (по массе); Сгл - содержание глин в породе, %; Ск - содержание карбонатов СаСО3 и MgCO3 в породе, %. Количество растворенной породы (кг) определяем по формуле Gg = pnVkgDGg/ms,                                                                                   (10.81) где рп = 2200+2300 - средняя плотность пористой породы, кг/м3; ms - порис­тость перед обработкой ГКР, %.
	Пример 10.14.1 Проводят ГКО скважины. Вначале эоценовый пласт обрабатывают СКР, а затем - ГКР. Рассчитать количество растворенной породы в ГКР, если Сгл = = 6,6 % и Ск = 3,2 %, плотность породы рп = 2300 кг/м3, пористость ms = = 16,8 %. 386

	Решение 1.  Для определения количества растворенной породы рассчитаем рас­творимость в ГКР по формуле (10.80) DGg = 0,6 • 6,6 + 0,3 • 3,2 = 4,92 %. 2.  Количество растворенной породы (кг) в зоне реагирования кислоты определяется как функция объема Vkg по формуле (10.81) Gg = 2300У%4,92/16,8 = 674Vkg. Далее строим зависимость Gg = fir), поскольку Vkg = fir), и решаем за­дачу о радиусе зон обработки ГКР. Задача 10.15 Рассчитать ожидаемое изменение пористости песчаного коллектора после обработки его глинокислотным раствором. Известно количество карбонатов и глин в породе. Методика Методику применяют в случае отсутствия прямых лабораторных исследова­ний определения kmg (см. задачу 10.13) при наличии данных, указанных в задаче 10.14. Рассчитаем количество растворенной породы в массовом выражении по формуле (10.80). Зная DGg, определяем растворимость в DVg, (%, объемная доля), которая отвечает увеличению пористости породы: DVg = pnDGg/pCK.                                                                                            (10.82) Определяем пористость породы (%) после обработки ГКР по следую­щей формуле: mg = ms + DVg.                                                                                             (10.83) Коэффициент возрастания пористости после обработки ГКР по срав­нению с пористостью после обработки СКР kmg = mgms.                                                                                                            (10.84) По уравнению (10.72) находим Ge. Коэффициент возрастания пористости после ГКО по сравнению с на­чальной пористостью kmsg = kmskmg.                                                                                             (10.85) Пример 10.15.1 Задано содержания глин и карбонатов в породе, как в задаче 10.14. Плот­ность скелета породы рск = 2700 кг/м3, плотность породы рп = 2300 кг/м3 и пористость перед обработкой то= 14 %, ms= 16,8 %, kms= 1,2. Решение 1.  Согласно данным примера к задаче 10.14 расчетное значение DG = = 4,92 %. 2.  èÓ формуле (10.82) DVg = 2300 • 4,92/2700 = 4,19 %. 387

	3.    Пористость породы после обработки определим по уравнению (10.83): mg= 16,8 + 4,19 = 21 %. 4.  Кратность увеличения пористости после обработки ГКР рассчитаем по уравнению (10.84): kmg = 21/16,8 =1,25. 5.   Коэффициент возрастания пористости по сравнению с начальной определяем по формуле (10.85) ^=1,2-1,25 = 1,5. Задача 10.16 Рассчитать технологическую и экономическую эффективность проведения глинокислотной обработки. Методика Степень увеличения дебита после ГКО рассчитаем, применив решение зада­чи о притоке жидкости в скважину с однородным и неоднородным пластом. Расчетная схема понятна из рис. 10.6. Для расчета необходимо знать значе­ние проницаемости пласта до обработки и после нее, радиусы зоны раство­рения СКР и ГКР. Продукты реакции извлечены путем дренирования пласта. Расчет для условий фильтрации через две зоны растворения гзр и гзр g производят по формуле А ==Q g ln(/)rrÍÒ ,                         (10 86) 9 Оо (ko/k^n^r/r^ko/k^n^r/r^ + ^r/ry
	где Qg и Qo - дебит после обработки ГКР и однородного пласта, м3/сут; k0, ks, kg - проницаемость пласта до обработки, в зонах растворения СКР и ГКР соответственно, мкм2; гзр s, r3p g - радиусы скважины, зон растворения СКР, ГКР и контура питания соответственно, м. Приняв фактический дебит перед обработкой Q^ эквивалентным дебиту однородного пласта О0, т.е. Оф = О0, дебит скважины после обработки опре­делим следующим образом: Qg=AgQb-                                                                                           (Ю.87) Дополнительная добыча нефти DQÌ = (Qg - Оф)ГнРн(100 - W0)/\00,                                                     (10.88) где -DQH = дополнительная добыча нефти после ГКО, т; Гн - продолжитель­ность работы скважины с повышенным дебитом, сут; рн - плотность нефти, кг/м3; Wo - обводненность нефти, %. Если необходимо более точно определить DQH — учитывая увеличение дебита лишь тех пластов, которые подвергаются ГКО, то дебит после обра­ботки рассчитывают по формуле Qg = АдеОТОф + (1 - еот)Оф,                                                                      (10.89) где еот - относительная гидропроводность обрабатываемых прослоек к пол- 388

	ной гидропроводности всех пластов в разрезе скважины [задача 10.2, фор­мула (10.13)]. В этом случае дополнительная добыча DQÌ = (Ag – 1)еотОфГнРн(100 - W0)/100.                                                (10.90) Для оценки экономической эффективности ГКО рассчитаем разницу средств от реализации нефти и затрат на проведение ГКО по формуле (10.91), в которую подставляем результаты расчетов по уравнениям (10.87) и (10.88) ÎË·Ó (10.89) Ë (10.90). Экономическую эффективность обработки оцениваем по уравнению ùÌ = (ñÌ - ëÌ)DQÌ - ZÍÓ,                                                                         (10.91) где Эн - экономическая эффективность обработки, руб.; Цк - цена одной тонны нефти, руб.; Сн - себестоимость одной тонны нефти, руб.; ZKO - стои­мость ГКО, руб.
	Пример 10.16.1 Пласт песчаника обрабатывают раствором 15 % НС1 + 3 % HF. Начальные параметры породы и условия обработки те же, что и в задачах 10.14 и 10.15. Дополнительные данные: гс = 0,1 м; гк = 200 м; Гн = 100 сут; рн = 0,84 т/м3; QÙ = 86,6 Ï3/ÒÛÚ; W0 = 81,9 %; ñÌ = 150 руб/т; CÌ = 80 руб/т; k0 = = 0,044 ÏÍÏ2; ks = 0,074 ÏÍÏ2; kg = 0,169 ÏÍÏ2. Рассмотрим варианты обработки объемами СКР и ГКР: сумма Vks + V^ ÒÓÒÚ‡‚ÎflÂÚ 3 + 3, 6 + 6 Ë 9 + 9 Ï3; ZÍÓ - 3000, 4000 Ë 5000 руб. Влияние продуктов реакции не учитывается, так как они немедленно удаляются из пласта. Определить технологическую и экономическую эффек­тивность обработки заданными объемами СКР + ГКР и принять решение о выборе рационального объема кислотных растворов. Решение 1. Степень увеличения дебита после ГКО (Ад) рассчитываем по форму­ле (10.86), например, для объемов 3 + 3 м3 по данным табл. 10.9 имеем r3ps = = 0,54 Ï, ‡ ÔÓ ‰‡ÌÌ˚Ï Ú‡·Î. 10.23 - гзрд = 0,43 Ï:
	1п(200/0,1)	= 1,18.
	Qo (0,044 / 0,169) ln(0,43 / 0,0(0,044 / 0,074) ln(0,54 / 0,43) + ln(200 / 0,54) Результаты расчетов сведены в табл. 10.25.
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.25 Результаты расчета технологической и экономической целесообразности проведения ГКО
	Оценка Ожидаемая Ожидаемый Ожидаемая экономи- Объем СКР + Радиус зоны кратность дебит после дополни- Затраты на ческой + Éäê, Ï3 растворения, возрастания КО, мУсут тельная КО, руб. целесооб- м дебита добыча разности нефти, т проведения КО, руб. 3 + 3 0,54 + 0,43 1,180 102,2 236,7 3000 13 660 6 + 6 0,76 + 0,61 1,218 105,5 286,3 4000 16 000 9 + 9 0,92 + 0,74 1,246 107,9 324,0 5000 18 680
	389

	2.  Рассчитаем ожидаемые дебиты скважины после обработки ее ГКР для 3 Ï3 ÔÓ формуле (10.87) Qg = 1,18 • 86,6 = 102,2 Ï3/ÒÛÚ. 3.  Дополнительную добычу нефти рассчитаем по уравнению (10.88) для 3 Ï3 Éäê: DQg = (102,2 - 86,6)100 • 0,84(100 - 81,9)/100 = 236,7 Ú. 4.  Экономическую эффективность обработки ГКР определяем по форму­ле (10.91) для Ó·˙Âχ 3 Ï3: ùÌ = (150 - 80)236,7 - 3000 = 13 660 руб. Таким образом, с увеличением объема ГКР эффективность возрастает. Задача 10.17 Рассчитать количество реагентов для приготовления кислотного раствора: кислот, ингибитора, стабилизатора, ПАВ и др. Методика Необходимое количество товарных жидких кислот (л/м3) для приготовления 1 м3 кислотного раствора (удельный объем кислоты) рассчитываем по фор­муле VÚ.Í = 10С3Рз/Сив,                                                                                    (10.92) где С3 - заданная концентрация кислоты (НС1, HF, СН3СООН) в растворе, %; р3 - плотность соляной кислоты заданной концентрации, г/см3 (кг/л); Cmv - содержание активной части товарной кислоты в растворе, г/см3 (Í„/Î). Если рассчитываем VTK для добавок других жидких кислот к солянокис-лотному раствору заданной концентрации, то р3 берем для заданной концен­трации соляной кислоты, а С3 - для другой кислоты (плавиковой, уксусной). Определим удельный объем количества других примесей к кислотному раствору, например твердых кислот (лимонной, БФФА и др.) и ингибито­ров, ПАВ и т.п. Для 1 м3 кислотного раствора объем примеси рассчитываем по формуле VTM = 1000С,пРз/Ст.пРт.п,                                                                          (10.93) где VTn - объем товарной массы данной примеси к 1000 л кислотного рас­твора заданной плотности, л/м3; СЗЛ1 ~ заданная концентрация примеси, %; Стп - товарная концентрация примеси, %; ртп - плотность примеси, г/см3 (Í„/Î). Объем VTn водных или других растворов ПАВ рассчитываем по форму­ле (10.93), но вместо р3 подставляем значение плотности жидкости, в кото­рой растворяется ПАВ или другой реагент (г/см3 или кг/л). Удельный объем жидкости, на основе которой готовится кислотный или другой раствор (основания, или иначе - растворителя), определяют следу­ющим образом: Утж = 1000- |у .                                                                                 (10.94) 390

	Массу любого реагента, необходимую для приготовления заданного объ­ема кислотного раствора либо другой г-й технологической жидкости (продавливающей, вытесняющей и т.п.), записываем в виде GTi=VTiRTiVK/i000,                                                                           (10.95) где GT i - масса реагента (кислоты) для приготовления всего кислотного или другого раствора, т; VT t - удельный объем кислоты или другого реагента, л/м3; RTi - товарная плотность этого же реагента, кг/л (т/м3); VK - объем раствора для обработки скважины (кислотного, ПАВ и т.д.). Справочные материалы для расчетов приведены в табл. 10.26 - 10.29.
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.26 Характеристика соляной кислоты при 20 "С	퇷 ÎË ˆ‡ 10.27 Характеристика плавиковой кислоты при 20 "С	Таблица 10.28 Характеристика уксусной кислоты при 20 "С
	Плот- ность, Концентрация НС1 г/см3 1,038 8 0,083 1,047 10 0,105 1,057 12 0,127 1,073 15 0,163 1,098 20 0,220 1,125 25 0,282 1,149 30 0,345	Плот- ность, Концентрация HF г/см3 1,003 1 0,010 1,005 2 0,020 1,009 3 0,030 1,012 4 0,041 1,017 5 0,051 1,036 10 0,104 1,070 20 0,214 1,107 32 0,354 1,123 40 0,448 1,155 50 0,578	Плот- ность, Концентрация СН3 г/см3 соон 0,9996 1 0,010 1,0012 2 0,020 1,0025 3 0,030 1,0055 5 0,050 1,0642 60 0,639 1,0700 80 0,856 1,0980 100 1,050
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.29 Характеристика наиболее часто применяемых реагентов для кислотной обработки
	Жидкость и реагенты Концентрация, % Плотность, т/м3 Активная часть, % Вода техническая 100,0 1,00 0,00 Нефть легкая 100,0 0,80 0,00 Вода пластовая 100,0 1,11 0,00 Нефть товарная 100,0 0,84 0,00 Конденсат 100,0 0,80 0,00 Ацетон 100,0 0,79 0,00 Кислота соляная 27,0 1,14 0,31 То же 31,0 1,55 0,35 Кислота плавиковая 40,0 1,12 0,45 Кислота уксусная 60,0 1,07 0,64 БФФА 60,0 1,50 0,00 Кислота соляная ингибированная 24,0 1,12 0,27 Кислота лимонная 100,0 1,54 0,00 Метанол 100,0 0,79 0,00 КИ-1 (ингибитор) 95,0 1,05 0,00 Сульфит натрия (стабилизатор) 100,0 2,63 0,00 Превоцел (ПАВ) 99,0 1,10 0,00 Сульфанол (ПАВ) АНП-2 (ПАВ) 38,0 1,17 0,00 100,0 1,05 0,00 Карпатол (ПАВ) 100,0 0,99 0,00 åã-80 (ПАВ) 100,0 1,05 0,00 Прогалит (ПАВ) 100,0 1,10 0,00 Неонол (ПАВ) 99,0 1,04 0,00 ТЕАС-М (ПАВ) 100,0 1,10 0,00 Дисольван (ПАВ) 100,0 1,09 0,00 ЭС-2 (эмульгатор) 100,0 1,00 0,00 Полиакриламид (гель) 8,0 1,05 0,00 Полиакриламид гранулированный 80,0 1,12 0,00 (импортный) äåñ-600 100,0 1,70 0,00
	391

	Пример 10.17.1 Определить потребность в товарных кислотах для раствора С3 = 15 % НС1 + + 3 % HF для приготовления 6 м3 кислотного раствора. Заданная концентра­ция товарной соляной кислоты 28 % НС1 и товарной плавиковой кислоты 40 % HF. Решение 1.  Из табл. 10.26 найдем для 28 % НС1 содержание кислоты в 1 л Cmv = = 0,319 л/кг и плотность рт = 1,139 кг/л, а для 40 % HF выбираем из табл. 10.27 значения: Сто = 0,448 л/кг и р3 = 1,123 кг/л. Для 15 % НС1 р3 = = 1,073 Í„/Î Ë ‰Îfl 3 % HF р3 = 1,09 Í„/Î. 2.  Согласно зависимости (10.92) определяем удельные объемы: для соляной кислоты 10-15-1,073 5 045,;Î/Ï3 0,319 для плавиковой кислоты 10^073 =/мз •к              0448 3.  Массу рассчитываем по формуле (10.95): для соляной кислоты G 5045-U213-6 1000 для плавиковой кислоты
	1000 Пример 10.17.2 Определить потребность для приготовления 6 м3 глинокислотного раствора по условиям примера 10.17.1 с примесями 0,5 % ингибитора КИ-1—95 %-ной товарной концентрации, 2 % стабилизатора - уксусной кислоты 80 %-ной товарной концентрации и 0,3 % ПАВ - неонола 100 %-ной товарной концен­трации. Решение 1.  Для стабилизатора 2 %-ной уксусной кислоты по данным табл. 10.28 находим объем товарной массы кислоты, необходимой для приготовления кислотного раствора по уравнению (10.92): У = 10-2-1,073 = 25 Î/Ï тк         0,856 Масса уксусной кислоты G _ 25-1,07-6 _q161 Ú 1000 2.  Для ингибитора 0,55 % КИ-1 по уравнению (10.93) определим удель­ный объем примеси 392

	vf 1000^54073.5 37 л/мз 95-1,05 массу ингибитора - по формуле (10.95) G . 537 1,05-6 0 Q 034 1000 3.  Для ПАВ (0,3 % неонола) по формуле (10.93) рассчитаем удельный объем примеси: у^ ЮОО-0.3-1,073 = здз л/Мз, 99-1,04 массу реагента определим по уравнению (10.95) G 3,13-1,056 0020 !          1000 4.  Удельный объем технической пресной воды для растворения реаген­тов находим по формуле (10.94) У1-р = 1000 - (504,5 + 71,8 + 25,0 + 5,37 + 3,13) = 1000 - 609,8 = 390,2 Î/Ï3. Рассчитаем суммарное количество воды для приготовления кислотного раствора по уравнению (10.95) G 390,2-1,0-6            1т. 1000
	10.4. ПРИМЕНЕНИЕ ПЭВМ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК На нефтегазовых месторождениях Украины для интенсификации притока наиболее широко применяют кислотные обработки. Однако до настоящего времени их планируют на основании эмпирических подходов. В Центре ор­ганизации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ЦОУЭНГ) в г. Ивано-Франковске созданы методические основы проектиро­вания КО на ПЭВМ, главные принципы которых приведены в подразделах 10.1 и 10.3. Получены аналитические зависимости течения реакции в поро-вом пространстве, по которым определяют условный радиус зоны растворе­ния породы с учетом макро- и микронеоднородности пород, гидродинамичес­ких и температурных условий фильтрации, химического состава кислотного раствора и пород. Методика проектирования базируется на совместном при­менении данных лабораторных, промышленных исследований и аналитичес­ких расчетов. Разработан алгоритм проектирования обработок соляно- и глинокислот-ными растворами. Апробирована программа для проектирования КО на ПЭВМ. Рассмотрим поэтапно проектирование процессов СКО и ГКО на ПЭВМ.

	10.4.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ Приведем данные, необходимые для проектирования кислотной обработки (Ú‡·Î. 10.30). Для уменьшения затраты средств на дополнительные исследования по­род каждого пласта мы обобщили предыдущие лабораторные и промышлен­ные исследования и предложили методические подходы к определению от­дельных данных, описанных в задачах подраздела 10.3. В программе проек-
	Таблица 10.30 Исходная информация
	Номер по поряд- Наименование данных Число знаков Номер по по- Наименованные данных Число зна­ков ку рядку 1 Код месторождения 25 Плотность тела (пористого) 4 породы, кг/м3 2 Месторождение 4 26 Диаметр НКТ для КО 5,3 (внутренний), мм 3 Скважина 20 27 Радиус контура питания, м 4 4 Код пласта 4 28 Цена 1 т нефти, руб/т 7,1 5 Пласт 2 29 Себестоимость 1 т нефти, 7,1 тыс. руб/т 6 Верх пропластка, м 10 30 Затраты на проведение 8,1 КО, тыс. руб. 7 Низ пропластка, м 4 31 Карбонатность породы, % 4,1 8 Пористость пропластка, % 4 32 Глинистость породы, % 4,1 9 Тип коллектора 4,1 33 Коэффициент участия по- 4,2 рового пространства в 10 Отношение коэффициента про- 1 34 фил d 1 \J all, и и Коэффициент вытеснения 4,2 дуктивности призабойной зоны кислотой пластовых флюи- к отдаленной дов 11 Дебит жидкости, м3/сут 4,2 35 Коэффициент возрастания 4,2 пористости породы после pi/A 12 Обводненность, % 6,2 36 Коэффициент возрастания 4,2 пористости породы после ГКО 13 Газовый фактор, м3/т 4,1 37 1 I\W Средняя растворимость 5,2 породы на единицу кислот- ности (в СКР), мг/мг-экв 14 Способ эксплуатации 5,1 38 Средняя растворимость 5,2 породы на единицу кислот- ности (в ГКР), мг/мг-экв 15 Тип насоса 3 39 Продолжительность работы 3 скважины с увеличенным дебитом после СКО, сут 16 Длина хода плунжера, м (или 16 40 Продолжительность работы 3 буферное давление, МПа) скважины с увеличенным дебитом после ГКО, сут 17 Количество ходов плунжера 4,1 ход/мин (или затрубное дав- ление, МПа) 18 Пластовое давление, МПа 4,1 19 Давление насыщения, МПа 4,1 20 Пластовая температура, °С 4,1 21 Приемистость скважины насос- 3 ным агрегатом, м3/сут 5,1 22 Давление на агрегате, МПа 5,1 23 Число кислотных обработок, 2 уже проведенных в скважине Плотность скелета породы, 24 4 кг/м3
	394

	퇷 ÎË ˆ‡ 10.31 Характеристика коллекторов месторождений Предкарпатья
	Месторождение				Пласт	Шкод)	К ю; мкм	Са,',	г„„р> МКМ
	Долинский нефтяной район
	Долинское				ML3 2 5 9 1,5 5 1,1 ML2 2 5 13 15 5 2,5 ML1 2 7 13 15 5 2,5 Bs-Vg 1 20 13 31 5 2,8 Jm 2 20 12 9 5 2,2 Bs-Vg 2 10 11 5 5 1,5 ML 1 40 13 31 5 2,5 ML 2 7 12,5 11,5 5 2,3 Jm 2 30 13 15 5 2,5 ML3 2 5 12 9 5 2,2 ML1 2 10 12 9 5 2,2 Bs-Vg 2 20 11 5 5 1,5
	Северо-Долинское Танявское
	Струтинское
	Надворнянский нефтяной район
	Луква				ML2 3 5 И 2,5 10 ML1ICJI 2 10 15 36 5 MLinP 2 5 12 9 5 Эос 3 10 И 2,5 10 ML2 1 7 13 30 5 ML1KJI 2 5 15 36 5 MLinP 2 10 13 15 5 Эос 2 5 15 35 5 ML2 3 15 10 1,3 10 ML1KJI 3 5 10 1,3 10 MLinP 2 5 15 36,0 5 ML2 3 15 10 1,3 10 ML1KJI 3 5 10 1,3 10 MLinP 2 5 15 36,0 5				12
	Гвизд								3,0 2,0 1,2
									3,5
		Битковское Битковский блок							3,0 2,5 3,0
									1,0 1,0 3,0
		Пасечный блок
									1,0 1,0 3,0
	Примечание. Условные обозначения: КЛ, ПР - кливский и подроговичный песча­ник соответственно.
	тирования КО на ПЭВМ предусмотрен автоматизированный расчет или обоснован выбор таких данных (см. табл. 10.30, поз. 31-40). В.М. Дистрянов предложил типизацию пород Предкарпатья с учетом гранулометрического состава зерен и количества глинисто-карбонатного це­мента (табл. 10.31). Если отсутствуют геофизические характеристики пород в разрезе скважины, то можно использовать среднее значение эффективных мощностей по пластам, их пористость и др. 10.4.2.  АЛГОРИТМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ Математическая модель проектирования кислотной обработки понятна из приведенной ниже функциональной блок-схемы, связанной с методическими ÔÓ‰ıÓ‰‡ÏË (рис. 10.7, 10.8). 10.4.3.  ВЫХОДНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КО НА ПЭВМ Структура и содержание выходных документов проектирования КО на ПЭВМ рассмотрены на примере проектирования СКО в скв. 105 ПД и ГКО в ÒÍ‚. 584 Å. Проект содержит входную инструкцию о скважине, обоснование выбора скважины и расчет СКО (ГКО). Расчетная часть дает представление о про-
	395

	Ввод данных	В8од данных
	Расчет параметров пласта и процесса
	Расчет параметров пласта и процесса
	Целесообразность КО\Нет Выбор состава КР /	Целесообразность КО \"ст Выбор состава кр /
	Обоснование расхода и давления нагнетания яр
	1	Обоснование расхода и давления нагнетания КР
	Расчет реакции СКР в пласте Параметры tr,tv, Vks, G^ffr)
	Расчет растворения пласта Параметры Sms,r3,p,rnt.p=f(VKS)	Расчет реакции СКР в пласте Параметры tr,tY,VHs,Gs=f(VKS)
	Расчет объемов Verc и VnpT, эффективности процесса СКО	Расчет растдорения пласта Параметры &ms'r3.pirnp.p-f(
	/ Проведение СКО и объемы КР	Расчет реакции ГКР в пласте Параметры tr,tv, V^Gg-flr)
	Печать выходного документа (проекта СКО)
	Расчет растворения пласта Параметры Gmst^.pt'np.
	I
	Рис. 10.7. Блок-схема проектирования соляно-кислотной обработки	p Объемов Vks U Vkg Радиус зоны растворения СКР > Гкр
		I
	Расчет объемов VZTC и VnpT, эффективности процесса ГКО
	Решение о проведении гко\ Нет и объемы кр________/
	да
	Рис. 10.8. Блок-схема проектирования глинокис-лотной обработки	Печать выходного документа (проекта ГЩ\
	должительности реакций в пласте на расстоянии 0,5—10 м от оси скважины, массу породы, которая может быть растворенной и т.д. Определено макси­мальное количество породы, которое растворяется в заданных объемах кис­лоты определенной концентрации, радиус зоны растворения и ее объем, ра­диус распространения продуктов реакции. Вычислена пористость и прони­цаемость в зонах растворения, ожидаемый дебит, дополнительная добыча нефти и экономический эффект. Сравнивая различные варианты обработки, специалисты нефтегазодо­бывающих предприятий выбирают рациональный вариант. Программы содержат инструкции, в которых описан порядок расчета на ПЭВМ параметров СКО и ГКО. Проектирование СКО и ГКО на ПЭВМ следует применять для обоснования решений о целесообразности проведения обработки скважины.
	396

	Таким образом, применена новая методика для расчета основных пара­метров процесса: режима фильтрации в призабойной зоне скважины и про­должительности реакции, глубины закачивания кислоты и глубины раство­рения компонентов пласта, объемов кислотного раствора, вытесняющей и продавливающей жидкостей. Некоторые из указанных параметров введены и рассчитаны впервые. В целом применение этой методики обеспечивает более высокий уровень проектирования КО, что содействует эффективности про­цесса.
	10.5. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ЗАБОЕВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ОТТЕСНЕНИЕМ ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ В ГЛУБЬ ПЛАСТА Коллекторы залежей нефти Долинского и Северо-Долинского месторожде­ний, залегающие на глубинах 2700-3200 м, представлены низкопроницаемы­ми песчаниками и алевролитами. В процессе бурения и цементирования скважин создаются микротрещины, которые засоряются привнесенными час­тицами, и проницаемость призабойной зоны ухудшается. В скважинах ус­пешно применяют химические обработки призабойной зоны с целью увели­чения производительности нефтяных и нагнетательных скважин. Известные технологические схемы солянокислотных обработок (СКО) и гидрокислотного разрыва пласта (ГКРП) предусматривают обязательное своевременное извлечение продуктов реакции во избежание закупорки обра­батываемого пласта. Своевременное извлечение продуктов реакции из глубоких скважин, особенно после ГКРП, связано с некоторыми техническими трудностями. Поэтому сделаны первые попытки проводить бездренажные солянокислотные обработки нагнетательных скважин. Например, по технологии СКО нагнета­тельных скважин, применяемой в Ширваннефти, после закачки кислоты в пласт сразу же закачивают воду, благодаря чему продукты реакции уносятся далеко за пределы призабойной зоны скважины. При проведении химической обработки нефтяных скважин нет возмож­ности проводить работы по такой технологии, так как для этого необходимо было бы закачивать в скважину сотни и тысячи кубометров нефти. В связи с этим возникает вопрос, на какое минимальное расстояние необходимо оттес­нить продукты реакции от ствола скважины, чтобы выпадение их в осадок не вызвало заметного снижения эффективности обработки. Произведем приближенную оценку влияния выпадения продуктов реак­ции в пласте на эффективность обработки призабойной зоны. Количество твердой фазы (СаСО3, MgCO3, Fe2O3 и др.), растворяющейся в 10-12 %-ной соляной кислоте, не превышает 10 % ее объема. Следовательно, в случае выпадения всей растворенной твердой фазы в осадок пористость коллектора снизится на 10 %. Поскольку точной функциональной зависимости между проницаемостью и пористостью для естественных коллекторов не существу­ет, определим, как влияет такое снижение пористости на снижение прони­цаемости для фиктивного грунта по зависимости Козени. При одном и том же диаметре зерен фиктивного грунта проницаемость снижается в 1,4 раза (при начальной пористости 5 %) и далее, по мере увеличения пористости степень снижения проницаемости уменьшается до 1,2 раза (при начальной пористости 20 %). При проведении дальнейших расчетов с целью получения 397

		3,0	\ S 1 2 i У! -~П- 5 i /г / V 1			2,0
						1,8
		2,6				I
	к, к2 г я	1 « 1,8 |				1,2%
	Рис. 10.9. Состояние пласта до обработ­ки и после нее: кх - проницаемость после обработки при извлечении продуктов реакции из области радиусом г; к2 - проницаемость после обработки без извлечения про­дуктов реакции в области, ограничен­ной радиусами г и R; k3 — проницае­мость пласта до обработки; RK - радиус контура питания; i?c - радиус скважи­ны					1,0%
		1,0
		12		16	20
	Рис. 10.10. Изменение дебита скважины после кислотного воздействия на призабойную зону с извлечением и рассредоточением продуктов реакции: / - отношение дебита скважины после ОПЗ с извлечением продуктов реакции к дебиту до об­работки; 2 - то же после ОПЗ с рассредоточением продуктов реакции к дебиту до обработки при k3/ k2 = 2; 3 - то же при k3/ k2 = 4; 4 - отношение прироста дебита, полученного при ОПЗ с извлечением продуктов реакции, к приросту дебита, полученному без извлечения про­дуктов реакции, при k3/ k2 = 2; 5 - то же при k3/ k2 = 4 данных о влиянии снижения проницаемости на эффективность обработки в более широком диапазоне отношение проницаемостей в зоне нахождения отработанного раствора до и после обработки принимается равным 2 и 4. Используя классическое решение задачи о влиянии неоднородности пласта при движении несжимаемой жидкости на дебит скважины для схемы пласта, показанной на рис. 10.9, определим, как будет изменяться дебит скважины по сравнению с начальным дебитом (й) при условии извлечения (б) и оттеснения (в) продуктов реакции и соблюдении линейного закона фильтрации. Радиус г действия кислоты примем равным 0,5-20 м, при этом радиус рассредоточения продуктов реакции составляет R = г + 1 м при различных значениях г. Данные, полученные в результате расчетов при условии значения кэ/к2 равны 4 и 2 a, k3/kx равно 0,1, приведены на рис. 10.10. На рисунке видно, что для принятых условий в случае извлечения про­дуктов реакции из пласта после ОПЗ во всех случаях прирост добычи неф­ти увеличивается в 1,2—2,75 раза; при оттеснении продуктов реакции на не­большое расстояние от ствола скважины прирост дебита уменьшается. Сравнение показывает, что наибольшее влияние на прирост дебита по­сле обработки оказывают оставленные продукты реакции на расстоянии первых 2 м от ствола скважины. Оттеснение продуктов реакции при приня-
	398

	тых условиях на расстояние более 2 м от ствола скважины приводит к не­большому снижению ожидаемого прироста дебита нефти по сравнению с ожидаемым приростом при извлечении продуктов реакции, например, в худшем случае при кэ/к2 = 4 всего на 24 %. В каждом конкретном случае оптимальный радиус оттеснения продуктов реакции от ствола скважины будет определяться, с одной стороны, желани­ем получить наименьшие потери ожидаемого прироста добычи нефти, а с другой - располагаемым объемом продавочной жидкости (нефти). Объемы продавочной жидкости при средней для данных месторождений эффективной мощности, равной 45 м, пористости 10-15 % и различных ра­диусах оттеснения от ствола скважины приведены в табл. 10.32. Как видно из приведенной таблицы, в данных условиях объем прода­вочной жидкости, необходимый для оттеснения отработанного кислотного раствора на расстояние первых нескольких метров от ствола скважины, со­ставляет всего несколько десятков кубометров. По общепринятому мнению, в промысловых условиях при проведении кислотных обработок и гидрокислотных разрывов пластов проникновение кислоты в пласт происходит не по всему поровому пространству, а по от­дельным трещинам, объем которых неизвестен. Поэтому неизвестен и радиус оттеснения отработанной кислоты в пласт, который, по-видимому, всегда бу­дет больше, чем расчетный при условии распространения кислоты по всему поровому пространству. При этом зона проницаемости k2 по мере увеличе­ния радиуса оттеснения будет все время уменьшаться, тогда как при расче­тах она была принята нами постоянной и равной 1 м. Следовательно, в реальных условиях влияние оставленных в пласте продуктов реакции на прирост дебита будет еще меньше. В НГДУ "Долинанефть" успешно проведены первые химические обра­ботки нефтяных скважин без извлечения продуктов реакции. Проведены две СКО на скв. 210 и 643 при градиентах давления 0,015-0,016 МПа/м и две обработки типа ГКРП на скв. 5 и 546 при градиентах давления 0,0195-0,0205 МПа/м с применением следующей технологической схемы. НКТ допускали ниже вскрытого интервала продуктивного горизонта (если работы проводи­лись с пакером, то он устанавливался выше продуктивного горизонта). За­тем закачивали по НКТ 10-20 м3 10 %-ного раствора соляной кислоты с до­бавкой 1-1,5 %-ной плавиковой кислоты и 0,1-0,05 % дисольвана. Солянокислотный раствор продавливали товарной нефтью объемом 25 -120 м3. После закачки в пласт кислоты скважину не эксплуатировали в течение 2-3 сут, достаточных для выпадения осадка из отработанного рас­твора. Затем начинали откачку глубинным насосом или пускали фонтан.
	Таблица 10.32 Объем продавочной жидкости в зависимости от радиуса оттеснения, м3
	Радиус закачки продавочной жидкости, м Объем пор, м3 Пористость 10% 15% 1 2 3 5 14 56 127 350 21 85 191 530
	399

	При проведении работ по предлагаемой технологии отпадает необходи­мость в использовании стабилизатора и дренажа с целью извлечения про­дуктов реакции, что дает возможность экономить при каждой операции на скважине. Рассмотрим отдельные процессы, проведенные на Долинских место­рождениях. Скв. 210 фонтанировала (выгодские отложения в интервале 2612-2773 м) нефтью дебитом 117 т/сут. Произведена промывка скважины товарной нефтью; дебит нефти после этого не увеличился. Через 5 лет скважина переведена на глубинно-насосную эксплуатацию с дебитом 14 т/сут. Из скважины извлекли глубинный насос и закачали по описанной технологии 14 м3 10 %-ного раствора соляной кислоты с добавкой 1 %-ной плавиковой кислоты и 1 %-ного сульфанола при расходе кислоты 430 м3/сут и градиенте давления 0,016 МПа/м. Кислоту продавили товарной нефтью объемом 25 м3, спустили глубинный насос на прежнюю глубину и через 3 сут начали откачку. Дебит скважины увеличился от 12,6 до 26 т/сут, а че­рез 2 мес снизился до 20 т/сут и сохраняется на этом уровне. Проведен ГКРП на скв. 546, который вскрыл выгодские отложения в интервале 2834-2947 м. Начальный дебит ее составлял 75 т/сут фонтани­рованием, текущий дебит глубинно-насосной эксплуатацией составляет 7,7 т/сут. В процессе ГКРП в пласт закачали 43 м3 10 %-ного раствора со­ляной кислоты с добавкой 1 %-ной плавиковой кислоты и 0,1 %-ного дисоль-вана при расходе 650 м3/сут и градиенте давления 0,0205 МПа/м. Продавку осуществили путем закачки 30 м3 товарной нефти.По графику (см. рис. 10.10.) при эффективной мощности пласта 48 м и пористости 12 % радиус оттеснения отработанного раствора составит 1,2-1,5 раза, а при извлечении продуктов реакции - в 1,45 раза. Фактически дебит скважины после ГКРП увеличился в 1,55 раза. На скв. 5 после ГКРП добыча нефти увеличилась в 2 раза, и скважина переведена с периодической работы на круглосуточную. В двух последних процессах количество продавочной жидкости (нефти) составило соответст­венно 100 Ë 120 Ï3. Таким образом, промысловые результаты подтверждают правильность предположений о возможности проведения химической обработки нефтяных скважин с оттеснением отработанной кислоты на небольшое расстояние от ствола скважины. Сопоставим опыт кислотных обработок нефтяных скважин с различны­ми методами извлечения и оттеснения продуктов реакции. Кислотные обработки проводились по следующей технологической схе­ме. Башмак насосно-компрессорных труб устанавливали у подошвы или в середине обрабатываемого интервала. В скважине восстанавливали циркуля­цию нефти, а затем закачивали 1-2 м3 5 %-ной НС1 для очистки насосно-компрессорных труб и призабойной зоны, после чего обратной промывкой вымывали ее на поверхность. Далее, при открытом затрубном пространстве в НКТ закачивали рабочий раствор кислоты, поднимали его до кровли обра­батываемого пласта, закрывали затрубную задвижку и продавливали кислоту в пласт. Объем продавочной жидкости, количество и рецептуру раствора устанавливали в зависимости от применяемого способа очистки призабойной зоны скважины от продуктов реакции. При кислотной обработке с извлечением продуктов реакции с помощью метода переменных давлений (МПД) в скважине на время реакции (4—16 ч) оставляли кислотную ванну. 400

	При кислотной обработке с оттеснением продуктов реакции объем про-давочной жидкости составлял 30-70 м3, а продавка кислоты осуществлялась сразу после закачки ее в призабойную зону скважины. Для кислотной обработки применялась смесь 8-15 % НС1 из абгазов органических производств с добавкой 0,1-0,3 % дисольвана или 1-3 % НЧК, иногда с добавкой 1-1,3 % НГ. При кислотной обработке с дренажем закачивали 5-15 м3 кислоты с обязательной добавкой 1,5-2 % уксусной или 0,1-0,15 % лимонной кислоты, а при кислотной обработке без дренажа - 12-42 м3 кислотного раствора без добавки стабилизаторов. Эффективность кислотных обработок с добавкой HF в скважинах с за­цементированной против обрабатываемого продуктивного горизонта колонной составляет 71 %, а при кислотных обработках без добавки HF - равна 38 %; прирост дебита при кислотной обработке с HF на 14 % больше. Это объяс­няется, по-видимому, проявлением известных свойств HF, предупреждающей образование геля кремниевой кислоты после реакции НС1 с цементом. Таким образом, добавка 1-1,5 % HF повышает эффективность обработ­ки. Лабораторными опытами установлено, что при перемешивании долин-ских нефтей с растворами НС1 и СаС12 образуются малостойкие эмульсии. Стойкость эмульсий возрастает с увеличением содержания солей в нефти. Поэтому главное назначение ПАВ, добавляемых к кислотному раствору, в данном случае состоит, по-видимому, в создании лучшего контакта кислоты с породой и обеспечении легкого извлечения продуктов реакции. Эффективность различных кислотных обработок может быть оценена по данным табл. 10.33.
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.33 Данные кислотных обработок (КО) скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений
	По менилитовым отложени- По выгодским отложениям Долины и Параметры ям Долины Северной Долины КО с МПД КО с дрена- КО с МПД КО с дрена- КО с оттес- жем жем нением Число процессов 9 3 9 7 5 Эффективность, % 44 67 55 71 80 Характеристика скважины: средняя глубина, м 2500 2620 2780 2750 2850 эффективная мощность, 68 77 48 38 53 м р'пл, МПа/м 0,0093 0,0087 0,0090 0,0096 0,0090 дебит нефти до КО, т/сут Параметры процесса: 4,7 2,0 14,0 29,4 7,7 объем кислоты, м3 7,0 12,3 6,0 8,0 18,5 удельный объем кисло- 0,13 0,16 0,12 0,21 0,35 Ú˚, Ï3/Ï темп закачки, м3/сут 350 250 350 400 440 Рзаб, МПа/м 0,017 0,015 0,015 0,015 0,017 Показатели эффективнос- ти: дебит после КО, т/сут 15,9 6,1 21,0 49,0 38,4 прирост дебита, т/сут 11,2 4,1 7,0 19,6 30,7 Дополнительно добыто 1370 810 2050 4800 4100 нефти на одну обработку, т Дополнительно добыто неф- 363 135 374 610 560 ти на 1 мес работы с повы-
	401

	шенным дебитом, т/мес
	Кислотная обработка с МПД имеет хорошие показатели в тех отложе­ниях, где наблюдаются сравнительно высокие градиенты пластового давле­ния (менилиты Долины), а очистка скважин самоизливом не происходит. Например, скв. 49 и 646, где р'^ = 0,0096 МПа/м, после кислотной обработ­ки самоизливом не очищались, несмотря на то что они были заполнены нефтью и репрессия на пласт составляла около 3,5 МПа. С помощью МПД здесь достигнута хорошая очистка призабойной зоны скважин, из которых после кислотной обработки дополнительно добыто 5 тыс. т нефти. При низких пластовых давлениях (скв. 24, р'пл = = 0,008 МПа/м) при проведении МПД очистка пласта не происходит, промывочная жидкость поглощается, и кислотные обработки не дают эффек­та. Наилучшие результаты получены при такой кислотной обработке, где обеспечивалась своевременная (через 4-8 ч) качественная очистка приза­бойной зоны скважины от продуктов реакции с отбором больших объемов жидкости в течение длительного времени (кислотная обработка с дренажем самозаливом или газлифтом по выгодским залежам). Если извлечение про­дуктов реакции начиналось через 30-40 ч после закачки кислоты в приза-бойную зону скважины (кислотная обработка с дренажем компрессорами по менилитовой залежи), что обусловлено низкой производительностью ком­прессоров высокого давления, то эффективность кислотной обработки была очень низкой. Из табл. 10.33 видно, что эффективность кислотной обработки выгод-ских отложений с дренажем и оттеснением приблизительно одинакова. Технология кислотной обработки с оттеснением продуктов реакции обеспечивает получение долговременных стабильных приростов дебита. Кроме перечисленных типов кислотной обработки применяли кислот­ные ванны в тех случаях, когда закачка кислоты в пласт была невозможна. По анализу глубинных проб кислоты, взятых из скважины глубиной 2900-3500 м, установлено, что обработанная кислота обогащена железом до 0,3 %, а нижняя часть НКТ сильно корродирована. Ввиду отсутствия эффекта и активной коррозии глубинного оборудова­ния установка кислотных ванн в рассматриваемых условиях считается неце­лесообразной. Влияние изменения технологических параметров на показатели эф­фективности изучалось по методу накопленной средней. При этом установ­лено, что с увеличением объема кислоты (5-42 м3) и темпа ее нагнетания (200-830 м3/сут) показатели эффективности кислотной обработки улучша­ются, а с увеличением давления нагнетания (р'3 = 0,013-5-0,02 МПа/м) ухуд­шаются. Выявленные зависимости могут быть объяснены преимущественным взаимодействием кислоты с глинистым и цементным растворами, поступив­шими в трещины, образовавшиеся еще при вскрытии продуктивных горизонтов. При кислотной обработке с меньшими давлениями нагнетания кислота поступает в микротрещины менилитовых отложений или в низкокарбонат­ный массив выгодских отложений. При более высоких значениях р'3 кисло­та, вероятно, закачивается в малопроницаемый низкокарбонатный массив пласта менилитовых отложений, где эффективность ее воздействия меньше. Кроме того, известно, что, устраняя ущерб, нанесенный призабойной зоне 402

	скважины, следует ожидать большего эффекта от кислотной обработки, чем от обработки незагрязненного пласта. Улучшение эффективности кислотной обработки, связанное с увеличением темпа нагнетания кислоты в пласт, объ­ясняется уносом загрязняющего материала из трещин и улучшением условий контакта свежих порций кислоты с содержимым трещин и их стенками. Проведем анализ кислотных обработок нагнетательных скважин Долин-ского и Северо-Долинского месторождений. Одним из основных способов освоения нагнетательных скважин Долин-ских месторождений после бурения и поддержания их приемистости при эксплуатации является кислотная обработка (КО). Для проведения КО в нагнетательную скважину спускали 63-мм НКТ до низа обрабатываемого интервала и производили их очистку 0,5 м3 10 %-ной соляной кислотой. Далее, в НКТ закачивали кислоту из расчета подъе­ма ее выше кровли обрабатываемого интервала, закрывали затрубную за­движку и продавливали кислоту в пласт. На конечном этапе КО продукты реакции извлекали методом перемен­ных давлений через 14—20 ч после поступления кислоты в пласт или сразу же оттесняли от ствола скважины продавкой 80-90 м3 воды. Для КО, как правило, применяли смеси 10-15 %-ной соляной кислоты с добавками 1-3 %-ной плавиковой кислоты (32 скважино-операции) ко второй половине объема раствора. Иногда добавляли к раствору ПАВ - дисольван или НЧК. При КО с МПД (28 скважино-операции) использовали в среднем 9-10 м3 кислотного раствора, обычно с добавкой 1,5-2 %-ной уксусной кислоты. Раствор закачивали при темпах нагнетания 320—340 м3/сут и градиентах давления 0,016-0,018 МПа/м. При КО с оттеснением (56 скважино-операции) закачивали 25—36 м3 кислотных растворов при темпах нагнетания 650-800 мУсут и градиенте давления 0,0176-0,0183 МПа/м. Влияние объема кислоты, темпа закачки и давления на эффективность КО оценивалась методом накопленной средней по данным 51 КО. Оценку влияния удельного объема кислоты считали нецелесообразной, так как при обработке многопластовых залежей неизвестно, какая часть разреза погло­щает кислоту. На основе анализа накопленных средних выявлено, что с ростом объема и темпа нагнетания кислоты наблюдается улучшение эффективности КО, а с ростом давления нагнетания - снижение эффективности. Выявленное анализом влияние параметров КО на ее эффективность вызвано, по-видимому, характером воздействия кислоты на обрабатываемые продуктивные пласты и может быть объяснено следующим образом. При меньших давлениях нагнетания кислота поступает в основном в микротрещины, открытые ранее при бурении скважин и нагнетании воды, реагируя главным образом с загрязняющими их частицами глины и соедине­ниями железа. В меньшей степени кислота проникает в коренную породу через стенки трещин. В этих случаях, конечно, следует ожидать большего прироста приемистости, чем при поступлении кислоты в низкокарбонатный массив пласта или в трещины, не загрязненные при бурении и открываю­щиеся только в процессе КО при больших давлениях. Следует отметить, что с увеличением темпов закачки кислоты в пласт обеспечивается лучшая очистка трещин от загрязняющего их материала и улучшаются условия контакта свежих порций кислоты с содержимым тре­щин и их стенками. 403

	Таким образом, для повышения эффективности КО следует увеличивать объемы кислоты (примерно до 30 м3) и темпы ее нагнетания в пласт. Для получения данных о влиянии методов КО на эффективность про­ведено сопоставление КО с МПД и повторных КО с оттеснением по тем же восьми скважинам. При этом установлено, что применение КО с оттеснени­ем позволяет увеличить среднее количество дополнительно закачанной воды до 15 тыс. м3, а среднюю длительность работы скважины с увеличенной приемистостью до 12 мес, т.е. примерно в 2 раза по сравнению КО с МПД. Это вызвано применением больших объемов и темпов нагнетания кисло­ты и своевременным ее удалением из призабойной зоны при КО с оттесне­нием, а следовательно, более глубокой и качественной очисткой пласта. Вопросы выбора состава и концентрации кислотных растворов реша­лись с учетом существующих рекомендаций и проверялись опытом. Постепенное наращивание объема кислоты при повторных КО, несмот­ря на некоторое снижение ее концентрации, вызывает, как правило, увели­чение приемистости скважин выгодских залежей и центральной части ме-нилитовой залежи. Что касается остальной части менилитовой залежи, то, несмотря на увеличение объема кислотных растворов (например, скв. 622 последовательно 6, 30 и 100 м3), не удается превысить средний установив­шийся уровень приемистости этих скважин (30-50 м3/сут). Достигнутый при увеличении объемов кислоты уровень приемистости нагнетательных скважин, по-видимому, может поддерживаться проведением повторных обработок с меньшими объемами и концентрациями (табл. 10.34, скв. 606). Это представляется возможным, потому что при последующих об­работках в низкокарбонатном пласте закачиваемая кислота израсходуется на очистку раскрытых при давлении нагнетания трещин от привнесенных туда при нагнетании воды частиц породы, соединений железа и механических примесей и в меньшей степени реагирует с породой. Поэтому при повторных КО на Долинских месторождениях для под­держания достигнутого уровня приемистости нагнетательных скважин объе­мы кислоты могут быть такими же, как и в предыдущих обработках, сохра­няя те же параметры обработки. Проведена оценка эффективности добавки 1,0-1,5 % плавиковой кисло-
	퇷 ÎË ˆ‡ 10.34 Результаты кислотных обработок водонагнетательных скважин
	Номер Состав кислотного раствора, % Параметры КО Способ удаления Приемистость скважины, м3/сут Допол- скважины Темп Градиент давления', МПа/м продуктов реакции нительно Соляная кислота Уксусная кислота кислоты, Ï3 закачки кислоты, м3/сут до КО после КО закачано, Ú/Ï3 606 14 1,5 8 300 0,018 МПД 0 0 - 15 — 32 1150 0,019 Продавка воды 80 Ï3 Продавка 90 м3 0 80 10,5 10 - 14 650 0,019 25 53 1,6 5 — 24 800 0,019 Продавка 80 м3 30 66 1,4 506 15 1,5 14 440 0,016 МПД 72 207 15,0 10 - 34 970 0,017 Продавка 100 м3 100 280 25,0 10 100 970 0,016 То же 164 560 24,6 Под градиентом давления здесь необходимо понимать отношение величины забойного давления при КО к средней глубине обрабатываемого интервала.
	404

	ты к кислотному раствору. Для этого обобщены сведения об эффективности КО при различных способах крепления скважин в интервале продуктивного горизонта, в результате чего установлено, что добавление плавиковой кисло­ты повышает (от 70 до 90 %) успешность операций. Влияние этой кислоты особенно заметно при обработке скважин с зацементированной обсадной ко­лонной, т.е. там, где она может взаимодействовать с фильтратом цементного раствора и предупреждать образование геля кремниевой кислоты. В некоторых случаях КО без плавиковой кислоты была безуспешной, а повторная КО с добавкой 0,5 %-ной не позволила увеличить приемистость (например, скв. 27 СД от 44 до 89 м3/сут). Средняя по трем скважино-операциям эффективность использования 3 % добавки плавиковой кислоты не выше таковой при использовании 1,0-1,5 % добавки по 27 скважино-операциям. 10.6. ОПЫТ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ СЛАБОКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕДКАРПАТЬЯ Основное количество кислотных обработок на глубокозалегающих залежах Предкарпатья приходится на Долинский нефтепромысловый район, где еже­годно (с 1965 г.) производится 30-50 скважино-операций на нефтяных и на­гнетательных скважинах, а годовая дополнительная добыча и закачка дости­гают соответственно 40-60 тыс. т нефти и 0,8-1,4 млн. м3 воды. Кислотные обработки нефтяных скважин проводились при спущен­ных до низа обрабатываемого интервала насосно-компрессорных трубах. В скважине восстанавливали циркуляцию нефти, а затем закачивали в на-сосно-компрессорные трубы кислоту, поднимали ее в затрубном пространст­ве до кровли обрабатываемого интервала, закрывали затрубную задвижку и продавливали кислоту в пласт. Объем продавочной жидкости и рецепту­ра раствора выбирались в зависимости от времени пребывания кисло­ты в призабойной зоне скважины и способа извлечения продуктов реакции. При КО с извлечением продуктов реакции с помощью метода перемен­ных давлений, дренирования компрессором или самоизливом объемы прода­вочной жидкости соответствовали объему насосно-компрессорных труб, а при КО с оттеснением продуктов реакции - 30-120 м3. Для КО применяли смесь 8-15 %-ной НС1, ингибированной ПБ-5 или формалином, иногда с добавкой поверхностно-активных веществ - 0,3 % ди-сольвана или 1-3 % НЧК. Глинокислотная обработка проводилась раствором 10 %-ной НС1 +1—3 %-ной HF. При КО с извлечением продуктов реакции закачивали 5-15 м3 кислотного раствора, содержащего до 2 % уксусной кис­лоты или до 0,15 % лимонной, а при КО с оттеснением использовали 12— 42 м3 кислотного раствора без стабилизаторов. Кислотные обработки нефтяных скважин с 1967 г. проводили с добав­кой 1 % лимонной кислоты в качестве стабилизатора. В этом случае время вы­держки кислотного раствора в пласте увеличивали до нескольких суток, про­дукты реакции из глубинно-насосных скважин специальным дренированием не извлекали. После спуска насоса приступали к эксплуатации скважин. В нагнетательных скважинах продукты реакции извлекали самоизливом (немедленно), с помощью метода переменных давлений через 14—20 ч или оттесняли 80—90 м3 воды. После извлечения насосно-компрессорных труб скважину пускали под нагнетание. 405

	При КО с применением метода переменных давлений использовали в среднем 9 м3 раствора кислоты обычно с добавкой до 2 % уксусной кислоты, а при КО с оттеснением - 25-36 м3 растворов без стабилизатора. Расход при закачке кислоты составлял 250-1150 м3/сут, а градиент ‰‡‚ÎÂÌËfl Á‡Í‡˜ÍË - 0,0150-0,0190 åè‡/Ï. В Долинском нефтепромысловом районе применяли установку кислот­ных ванн, кислотные обработки (КО) и кислотные разрывы пласта без за­крепления трещин песком (КГРП). Выделение кислотных ванн среди ос­тальных методов осуществляется четко по технологическим признакам, а разделение на КО и КГРП сложно в связи с известными трудностями ис­следований, необходимых для подтверждения открытия трещин в каждом конкретном случае. Поскольку при любой КО нет уверенности в том, что при обработке не открылись трещины (скорее, наоборот, надо полагать, что они открылись), деление на КО и КГРП считаем здесь весьма условным. Поэтому при анализе кислотного воздействия на Предкарпатье в дальней­шем разделение приведено по способам извлечения продуктов реакции, раз­личию в рецептуре и т.п. Опыт постановки кислотных ванн в 12 разведочных и эксплуатацион­ных скважинах, обсаженных зацементированной против продуктивности го­ризонтов колонной и вскрытых кумулятивной перфорацией, показал, что только в одном случае достигли успеха - на скв. 34 СД дебит увеличился от 5 ‰Ó 12 Ú/ÒÛÚ. Оставление кислоты на забое глубоких скважин в течение длительного времени (16-36 ч) вызывает интенсивное разрушение металла. Например, в глубинной пробе кислоты с глубины 3450 м на скв. 12 Спас содержание же­леза достигло 4,1 %, а после подъема насосно-компрессорных труб нижняя часть их, находившаяся в кислоте, оказалась непригодной для дальнейшего использования. Приведенные результаты промысловых опытов показывают, что в усло­виях Предкарпатья установка кислотных ванн нецелесообразна. 10.6.1. ВЛИЯНИЕ СПОСОБА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ И РЕЦЕПТУРЫ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ Результаты кислотных обработок нефтяных скважин на Долинском и Севе-ро-Долинском месторождениях (средние данные на одну скважино-операцию) представлены в табл. 10.35. Оценка влияния рецептуры на результат обработки нефтяных скважин приведены на фоне способов извлечения продуктов реакции. Из приведенных в табл. 10.35 данных можно заметить, что добав­ка плавиковой кислоты при обработке нефтяных скважин улучшает резуль­таты обработки в том случае, если продукты реакции не остаются длитель­ное время в призабойной зоне (при КО с оттеснением и самоизливом), и ухудшает результаты ее, если кислота долго выдерживалась в пласте (КО с методом переменных давлений, освоением компрессором). При длительном оставлении кислоты в пласте предпочтительнее проводить солянокислотную обработку без давления плавиковой кислоты. В сочетании с технологией от­теснения продуктов реакции в глубину пласта глинокислотная обработка нефтяных скважин становится одним из основных методов воздействия на призабойную зону скважин в Предкарпатье. 406

	퇷 ÎË ˆ‡ 10.35 Влияние рецептуры на результаты кислотных обработок нефтяных скважин
	Глинокислотная обработка Солянокислотная обработка с методом с оттеснением с методом с оттеснением Показатели переменных и самоизли- переменных и самоизли- давлений с вом давлений с вом компрессором компрессором Количество процессов 14 19 13 7 Успешность, % 36 74 46 71 Градиент пластового давления, 0,0092 0,0059 0,00920 0,0088 МПа/м Дебит скважины до КО, т/сут 11,3 9,7 3,7 8,1 (приемистость, м3/сут) Добыча из скважины до КО, тыс. т 12,8 17,4 16,7 7,5 Закачано кислоты, м3 9,1 16,0 8,8 14,3 Градиент давления при закачке 0,0157 0,0150 0,0154 0,0161 кислоты, МПа/м Расход, м3/сут 900 460 390 420 Дебит после КО (нефть), т/сут 18,2 26,0 8,9 15,2 (приемистость, м3/сут) Кратность увеличения дебита, 1,6 2,7 2,4 1,9 премистости Прирост добычи нефти в результате 735 3800 1900 3200 КО, т (дополнительная закачка, Ú˚Ò. Ï3) Длительность работы скважины с 2,8 9,3 6,8 7,4 повышенным дебитом (приемистостью), мес Прирост добычи нефти 110 254 120 200 (приемистости) на 1 мес работы скважины, т/мес, тыс. м3/мес
	Сопоставляя приведенные в табл. 10.35 средние результаты КО с недо­статочным количеством стабилизатора (1,5-2 % уксусной кислоты или 1,10-0,25 % лимонной) при несвоевременном извлечении продуктов реакции с результатами КО с добавкой 1 % лимонной кислоты, видим, что последние характеризуются в 1,5—2 раза большей успешностью и эффективностью.
	10.6.2. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК В качестве основных параметров при анализе были рассмотрены объем кис­лотного раствора, расход и давление при закачке его в пласт. Из приведенных результатов исследований профилей поглощения вы­текает, что применяемые в настоящее время методы расчета требуемого объ­ема кислотного раствора исходя из расхода кислоты на 1 м эффективной мощности, в данных условиях неприемлемы. Ведь никогда заранее неизвест­но, раскроется ли трещина, в каком интервале и по какому азимуту будет поглощаться многопластовым разрезом кислотный раствор. Поэтому рацио­нальный объем кислотного раствора в данных условиях рекомендуется уста­навливать с учетом результатов обобщения промыслового опыта. В основе более точных расчетов должны лежать результаты лабораторных исследова­ний, касающиеся времени нейтрализации кислоты. 407

	Анализом эффективности КО по накопленным средним выявлены ее повышение при росте объема и темпа нагнетания кислоты и экстремальный характер кривой влияния давления нагнетания на эффективность. Экстремальный характер кривых влияния давления можно объяснить следующим образом. При меньших давлениях нагнетания кислота поступает в высокопроницаемые зоны пласта и трещины, которые, вероятно, раскры­вались и загрязнялись еще при бурении скважины или при закачке воды, реагируя в основном с загрязняющими трещины частицами глины и соеди­нениями железа, и в меньшей степени - с коренной породой в околотре­щинном пространстве. Кроме того, отметим, что с ростом давления несколь­ко увеличивается глубина обработки и охват разреза воздействием. В этих случаях, естественно, следует ожидать большего прироста производительно­сти, чем при поступлении кислоты в слабокарбонатный массив пласта или в трещины, не загрязненные при бурении и открывающиеся только при очень высоких давлениях в процессе нагнетания пласта. Установлено, что для рассматриваемых условий снижение объема кис­лотных растворов на одну обработку менее 12—14 м3 в нефтяных скважинах и 25—35 м3 в нагнетательных может вызвать ухудшение результата КО. Вме­сте с тем дальнейшее увеличение объема незначительно влияет на улучше­ние результатов обработки при применяемых расходах в процессе закачки кислоты под давлением. Наблюдаемое различие оптимальных величин объемов кислотного рас­твора при КО нефтяных и нагнетательных скважин вызвано, очевидно, большей степенью и глубиной загрязнения призабойной зоны в последних. Повышение эффективности КО с ростом расхода отчетливо проявляет­ся при сопоставлении результатов обработок по нагнетательным скважинам. Исходя из этих результатов, а также из сложившегося представления о ме­ханизме взаимодействия кислотных растворов с породами и проникновения их при закачке в пласты в данных условиях рекомендуется увеличение рас­хода при КО до 800 м3/сут и выше. Давление, создаваемое при обработке, должно обеспечить приемистость скважины в этих пределах; для условий предкарпатских месторождений при закачке кислотных растворов в скважины с расходом 800 м3/сут необходимо создание давлений, достаточных для раскрытия трещин, т.е. обычно обра­ботка будет осуществляться как кислотный разрыв пласта. При сопоставлении значений параметров обработки по успешным и не­успешным операциям выявлено, что средние параметры по неуспешным об­работкам, при которых не получен прирост производительности, были таки­ми же, как и в случаях, в которых достигнута высокая эффективность при успешных обработках. Это может быть вызвано, главным образом, поглоще­нием кислоты непродуктивной частью разреза, неправильным подбором скважин для проведения обработки или недостатками технологии обработки (например, несвоевременным извлечением продуктов реакции). Следовательно, повышения эффективности обработки необходимо доби­ваться не только за счет улучшения ее параметров, но и за счет обоснован­ного подбора объекта, осуществления поинтервального воздействия и пра­вильного выбора остальных элементов технологии.

	10.6.3. ПОВТОРНЫЕ КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ Повторные обработки нефтяных скважин были малоэффективными или ме­нее результативными, чем первичные. Повторные обработки нагнетательных скважин проводятся для восстановления их приемистости. Повторные КО нагнетательных скважин с оттеснением по сравнению с КО с применением метода переменных давлений, как уже указывалось, более эффективны. Об­работки с оттеснением, проведенные в третий раз при изменении среднего объема кислоты от 31 до 50 м3, позволили увеличить по этой же группе из восьми скважин среднюю приемистость от 111 до 156 м3/сут, хотя допол­нительная закачка соответственно составляла 17,2 и 10,2 тыс. м3, т.е. снизи­лась почти в 2 раза по сравнению с повторными обработками. Время работы скважины с увеличенной приемистостью также меньше — 8,4 мес против 11 мес при повторных обработках. Опыт показал, что достигнутый при увеличении объемов кислоты уро­вень приемистости нагнетательных скважин может поддерживаться кислот­ными обработками с меньшими объемами и концентрациями закачиваемой кислоты, чем в предыдущих обработках. Это представляется возможным по­тому, что при последующих обработках в слабокарбонатном пласте слабоза-качиваемая кислота расходуется на очистку призабойной зоны от привне­сенных при нагнетании воды частиц окиси железа и механических приме­сей и в меньшей степени реагирует с породой. Поэтому при повторных КО для восстановления и поддержания приемистости скважин в Предкарпатье объемы кислоты могут быть меньшими, чем при предыдущих обработках. Таким образом, если цель повторных обработок — повышение приемис­тости или дебита скважин, то объем кислоты необходимо увеличивать по сравнению с объемами при предыдущих обработках, если - восстановление приемистости до прежнего уровня, то объемы кислотного раствора могут быть даже несколько снижены.
	10.6.4. ПОИНТЕРВАЛЬНЫЕ КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ Для увеличения охвата разработкой многопластовых залежей Предкарпатья в ряде случаев применяли поинтервальные обработки. При поинтервальных обработках воздействие на пласт осуществляется снизу вверх с постепенным отделением ранее обработанных интервалов песчано-глинистыми пробками или цементными мостами, а верхних интервалов — пакером. В некоторых случаях вскрытие вышезалегающих продуктивных горизонтов производили только после обработки нижних интервалов. Применение такой технологии имеет недостатки: большую длительность (несколько месяцев) и высокую стоимость обработки. При поинтервальных обработках возникают затруднения, связанные и с увеличением давления при закачке жидкостей в пласт. Так, по данным шес­ти поинтервальных обработок в нефтяных скважинах средний градиент дав­ления при закачке кислоты составил 0,0194 МПа/м, а по 16 нагнетательным скважинам — 0,0185 МПа/м, что на 10—20 % выше средних градиентов при обработке всего разреза. Опыт показывает, что после поинтервальных обработок происходит из­менение профиля приемистости и увеличение закачки по сравнению с при­емистостью окружающих скважин. Например, в скв. 100 Стр были вскрыты 409

	совместно менилитовые и эоценовые отложения в интервале 2356—2540 и 2741—2812 м. После поинтервальной обработки эоценовых отложений при­емистость скважин увеличилась от 70 до 150 м3/сут и по данным исследова­ния расходомером установилась на уровне 121 м3/сут в эоценовой залежи и 29 м3/сут в менилитовых. Для увеличения приемистости менилитовых от­ложений проведена поинтервальная кислотная обработка с помощью сдвоен­ных пакеров, после чего приемистость скважины увеличилась до 230 м3/сут, а нагнетаемая вода стала поглощаться менилитовой частью разреза. Поэтому можно считать, что проведение поинтервальных обработок еще не позволит полностью решить вопрос увеличения выработки запасов по разрезу. Таким образом, только путем комплексного решения проблемы примене­ния поинтервальной обработки и внедрения одновременно раздельной закач­ки можно будет добиться увеличения охвата залежей разработкой.