Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

ветствующих значений а; р — давление в трещинах в пределах радиу-

са /?о.

При

значениях а, близких к единице, ширина (раскрытость) трещины

соответствует ее раскрытости ш

у забоя скважины:

(VIII.29)

где р

— давление жидкости в скважине; Н — глубина залегания пласта;

•у— средний удельный вес вышележащих пород.

Объем жидкости в трещине

V (VII!.30)

Изменение

забойного давления во времени в

ходе

процесса ГРП опре-

деляется соотношением

Ё ) Др

0463

Е V^>

)

/vrium

(VIII.31)

где Q —

расход

жидкости; ц — динамическая вязкость; Др

— перепад давле-

ния

между

скважиной и пластом.

При

постоянном

расходе

где t — время; Ко — начальный объем жидкости в трещине при /=0.

Тогда

формула (VI

11.31)

будет

иметь

вид:

(VIII.32)

Как

следует

из (VIII.32), при Q=const и Vo=O изменение давления

s процессе распространения трещины не зависит от расхода Q. Ширина (рас-

крытость) вертикальной трещины

4(1 -v

)

w =•

где

—28-

cos 9 In

sin(8 — 9

)

sin(9

+ 8

)

(VIII.33)

(VIII.34)

x'a—длина трещины (от скважины), находящейся под действием нагрузки,

создаваемой жидкостью разрыва (аналог величины Ra в горизонтальной тре-

щине);

q^—боковое горное давление.

Раскрытость («о трещины у забоя

где 8=arc cos x;

x=x'/l;

x' — координата; / — длина трещины;

«О, =

4(1-v

)

(VIII.

35)

cos 8

п — 28

341

В трещину при этом закачивается нефильтрующаяся жидкость в объеме

При

Др

<1,35?

сл

раскрытость трещины у забоя и ее длина определяют-

ся

следующим образом:

со,

' (Ьрс - О. (VIII.36)

v~E

ттт;

ягггк

5,6(1— v

)A(\/>

—

- (VIII.37)

Изменение

истинного давления на забое скважины р

в зависимости от

времени определим по формуле (действительной при Др

<1,35(7

сл

)

где

V«=Qf+Vo. (VIII.39)

Разрыв пласта фильтрующейся жидкостью

В основе расчета лежит следующая

схема

процесса. При возникновений

вертикальной трещины жидкость разрыва проникает до конца ее и фильтру-

ется в пласт по всей поверхности трещины. В поздней стадии процесса в зо-

не

скважины имеется область, занятая отфильтровавшейся жидкостью разры-

ва, и область, занятая пластовой жидкостью. Давление жидкости на разделе

областей и

постоянно и равно р

. Уменьшение давления вдоль трещины

обусловлено гидравлическими сопротивлениями.

В горизонтальном направлении пласт сжат боковым горным давлением

q^. Разрыв пласта осуществляется при постоянном

расходе

жидкости Q.

При

образовании вертикальной трещины фильтрующейся жидкостью раз-

рыва ширина ее определяется по формуле

(VII

40)

где 0=arccosx; Дрс — истинный перепад давления

между

пластом и забоем

(определяется на основе фактических данных при пробных разрывах пласта);

/ — длина вертикальной трещины (от скважины).

Максимальная

ширина вертикальной трещины

(•-£•

)•

•>--$-(•-£•)•

Формулы (VIII.40) и (VIII.41) получены исходя из предположения, что

давление по трещине распределяется параболически:

Др(*)=Др

-(Дро—

Дро)*

(VIII.42)

где Дро — перепад давления

между

пластом и концом трещины.

Для упрощения расчетов принимают распределение давления жидкости

трещине не параболическим, а постоянным, равным среднему перепаду

Ар

+ Alo

давления т, = д„. Для этих условий

4(l-2v)(l+v)(A

342

nml

(VIII.

44)

(VIII.

45)

где к — проницаемость пласта; т — пористость; р„ — радиус области,

заня-

той жидкостью, профильтровавшейся через стенки трещины

пласт.

При

рассмотрении процессов фильтрации жидкости

распространения

горизонтальной трещины (так же, как

вертикальной) предполагается, что

давление жидкости

трещине приближенно равно горному

q. На

границе

области давление постоянное

равно пластовому. Для такой постановки

задачи получены следующие формулы для расчета параметров круглой гори-

зонтальной

трещины при ГРП фильтрующейся жидкостью:

ширина

(раскрытость трещины)

«о ==•

(l-

(1-Р

)

где

p=r/R*;

q — горное давление.

При

16 (1 — У

) (р

— д)

TZE, '

расход жидкости

(VUI.-T6)

(VIII.47)

(VIII.48)

объем профильтровавшейся

пласт жилкости

Vr\-R\,

(VIII.49)

где

— радиус контура профильтровавшейся жидкости

плоскости z=0.

Примем,

что

#г ^ т

arctg

Vr\-R\~Vr\-R\

•

Из

формул (VIII.48)

(VIII.49) (исключив величину л

), можно полу-

чить

следующую

зависимость:

По

этой зависимости (рис. VIII.16)

определяется радиус трещины Л

, по зна-

чениям

которого

помощью формул

(VIII.46)

(VIII.47) вычисляют (при из-

вестном давлении

при разрыве пласта)

параметры трещины.

Пример.

Глубина залегания пласта

Я=1200

м,

толщина его Л=10

м,

модуль

упругости пород

£=10

МПа,

коэффици-

ент Пуассона v = 0,3; средняя плотность

пород, залегающих

под

пластом, р

=2400 кг/м

; вязкость нефильтрующейся

жидкости разрыва

|Ц=0,2

Па-с; распола-

гаемый расход жидкости разрыва

12 л/с. Напряженное состояние пород

Рис.

VIII.16. График

мости Арс/р~

от £

зависи-

343

условиях залегания подчиняется гипотезе А. Н. Динника. Найти пара-

метры трещины.

Примем

вертикальное горное давление

q=p

gH=2400

-9,8-1200=282,3

• 10

Па.

Горизонтальная составляющая, согласно (VIII.26)

—я

— XH

1_% 3 282,3-10

=12Ы0

Па.

Следовательно, при ГРП можно ожидать возникновения вертикальной

трещины.

Вначале по формуле (VIII.38) оценим изменение давления в скважине

после разрыва пласта в зависимости от количества V

жидкости, закачан-

ной

в трещину (жидкость разрыва по условию задачи нефильтрующаяся и

поэтому

Арс=Рс).

£Q[x

Величина

—%—у—

непрерывно уменьшав: ся с ростом У

, причем Др

-* q^

при

->-<»

(см. рис. VIII.16).

Определим параметры трещины при закачке в трещину 5 м

жидкости

разрыва:

По

формуле (VIII.38) при

Ар

/Рь»

1,055.

По формулам

(VIII.36) и (VIII.37) длина трещины и ее раскрытость у забоя

V Е Г 5 • 10

5,6(1—

**)й(Д/>

—

9ея

) У 5,6(1-0,3

) 10-6,65-10

6 =38 м;

4(1

—v

4(1—0,3

)38-6,65-Ю

«Ь

(4Л - О = i^To =0,С091 м = 0,91 см.

КИСЛОТНОЕ

ВОЗДЕЙСТВИЕ

Многообразие условий формирования и строения залежей нефти, техниче-

ских особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обусловли-

вают применение многочисленных композиционных составов на кислотной

основе,

технологических

схем

и регламентов проведения этого вида воздей-

ствия.

Кислотное

воздействие используется для:

обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных

скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсифи-

кации)

их производительности;

очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обуслов-

ленных процессами добычи нефти и закачки воды;

очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обуслов-

ленных процессами ремонта скважин;

удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудова-

нии,

обусловленных процессами эксплуатации скважин;

инициирования

других

методов воздействия на призабойную зону.

базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, отно-

сятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная

HF)

кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки

применяют также и

другие

органические и неорганические кислоты:

уксусную

344

(СНзСООН)

сульфаминовую

(NH

H),

серную (H

), а также смеси

органических (оксидат и др.) и неорганических кислот (глинокислота НС1+

-(-HF

и др.). Однако на промыслах в основном применяются соляная и пла-

виковая

кислоты и модифицированные составы на их основе.

Реакция

взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот

с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно

по

схемам:

СаСО

+ 2НС1 =

СаС1

+ Н

О-f СО

, \

СаСО

+ 2СН

СООН = Са (СН

СОО)

+ Н

О + СО

, \ с известняками,

СаСО

+ 2NH

H = Са (NH

)

+ Н

О + СО

, >

CaMg(CO

)

+ 4HC1 =

СаС1

+ MgCl

+ 2Н

О + 2СО

CaMg(CO )

+ 2СН

СООН = Mg(CH

COO)

+ 2Н

О + {

2СО

=Са(СН

ОО)

} с доломитами.

CaMg (СО

)

+ 4NH

H = Са (NH

)

+ J

Mg(NH

)

+ 2Н

О + 2СО

одним из основных признаков, определяющих выбор рецептуры кислот-

ного состава, относится химический состав породы-коллектора. При этом

карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих

включений (сульфаты, соединения железа и др.), предпочтительно обраба-

тывать соляной кислотой (составы 1, 2, 6; здесь и

составы приведены

табл. VIII.6). Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют

с учетом:

растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрали-

зации

кислоты в составе;

коррозионной

активности;

эмульгирующей способности;

способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой;

величиной пластового давления.

увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способ-

ность ее увеличивается, в то же время скорость растворения при концен-

трациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации ки-

слоты и коррозионная активность, и эмульгирующая способность, а также

вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании Кислоты с пла-

стовой водой. Поэтому соляная кислота без добавок используется сравни-

тельно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов

со специальными присадками; оптимальная концентрация соляной кислоты

принята

равной

10—16%.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно

обрабатывать уксусной и сульфаминовой

) кислотами (составы 12, 13, 14).

При

обработках сульфатосодержащих карбонатных коллекторов растворами

соляной

кислоты

следует

в кислотные составы вводить присадки хлористого

кальция

или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния (состав 4).

Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекто-

ров и предупреждают выпадение гипса или безводного сернокислого кальция,

а их доли по массе в растворе составляют (в % вес.) соответственно:

Поваренная

соль 6—7

Хлористый кальций 5—10

Сульфат калия или магния 3—4

В указанных целях целесообразно использовать пластовую

воду

хлор-

кальциевого типа с плотностью не менее 1,18 г/см

, разбавляя ею концен-

трированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин

карбонатных коллекторах.

ВНИИ,

Москва, 1980.

345

^ТАБЛИЦА VIII.S КИСЛОТНЫЕ СОСТАЗЫ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКЬАЖИН И ПОВЫШЕНИЯ ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ

п/п

Реагент

Ингибированный

солянокислотный

раствор

Соляная

кислота

улучшенной фильт-

руемости

Категория скражнн и

особенности обработки

Добывающие и нагне-

тательные скважины;

кислотные ванны и

первичные внутрипла-

стовые обработки

Добывающие и нагне-

тательные скважины;

внутрипластовые обра-

ботки

Состав раствора

10—16%-ный

раствор и

ингибитор

По

п. 1+ПАВ гидрофо-

бизатор для добывающих

скважин, а для нагнета-

тельных — гидрофилиза-

тор. Содержание ПАВ

0,1—0,025%

мае.

Основные условия

применения

Забойная

температу-

ра до

60°С

Слабопроницаемый

коллектор, загрязнен-

ный

минеральной

взвесью

Основные свойства состава

Растворяющая способ-

ность (PC):

10%-ной

соляной кислоты раство-

ряет 143,4 кг карбоната

кальцчя, в 1 м

16%-ной—

233,3

кг

Скорость растворения

мрамора при 20 °С (СР

)

в 10%-ной соляной кис-

лоте

6,03 г/(м

-С).

Скорость коррозии ст. 3

при

г = 20° С (СК

го

)

Д°

бавкой 0,1% катапина А

СК

„

0,32г/(м

-ч).

Поверхностное натяжение

на

границе с очищенным

керосином: рабочего ра-

створа Ор=4,9 мН'м;

отработанного раствора

=4,6 мН/м.

по п. 1;

СР

г/(м

-ч)

в 10%-ной

соляной кислоте и 0,25%

ОП-10;СК

=1,7г/(м

-ч)

при

тех же

условиях;

= 6,8 мН/м;

о„ = 7,9 мН/м.

Продолжение

табл.

VIII.6

№

п/п

Реагенг

Категория

скважин

особенности

обработки

Состав раствора

Основные

условия

применения

Основные

свойства состава

Стабилизированный

соляно-кислотный

раствор

Состав для сульфа-

тизированных кар-

бонатов

Состав для ангид-

ритов

Концентрированная

соляная кислота

Добывающие и на-

гнетательные скважи-

ны;

внутрипластовые

обработки

Добывающие и нагне-

тательные скважины;

внутрипластовые обра-

ботки

Внутрипластовые обра-

ботки добывающих и

нагнетательных сква-

жин

Внугрипластовые обра-

ботки нагнетательных

добывающих сква-

жин с необсаженными

продуктивными пла-

стами

По

п. 1 и 2 с присадкой

3—5%-ной уксусной или

2—3%-ной лимонной кис-

лот

Состав раствора соляной

кислоты по пп. 1, 2 и 3,

затворенный на пластовой

воде хлоркалыдиего типа

с плотностью 1,18 г/см

более или на техниче-

ской

воде, содержащей

6—7% поваренной соли,

5—10% хлористого каль-

ция,

3—4% сульфатов

калия

и магния.

Состав раствора соляной

кислоты по пп. 1 и 2, со-

держащий KNO

6—10%.

Состав HCI—25%—35%,

ингибиторов

В—2—2,0ч-

4-3,5%

и ОП—10

0,05ч-0,15%

Железосодержащие

коллекторы. Нагнета-

тельные скважины для

сброса сточных вод

Коллекторы содержат

соединения сульфатов

Воздействие на ан-

гидритосодержа щие

породы

Коллектора, содержа-

щие легкие нефти,

слабоминерализова н-

ная

вода. Темпера-

турный режим 115—

165°С

В 10%-ной соляной и

5%-ной уксусной кисло-

тах растворяется 168,5 кг

карбоната кальция

СР

= 5 г/(м

-ч),

СК

= 4,76 г/(м*-с).

Основные свойства подоб-

ны

составам по п. 1 или 2.

Доба вка солей предупреж-

дает

выпадание гипса

12%-ного раствора

соляной кислоты раство-

ряет 18,5 кг CaSO

; 12%

6—10% KNO

увеличи-

вает растворимость ан-

гидритов на 8—21%

м' 28%-ной соляной

кислоты растворяет 436 кг

карбоната кальция. Ско-

рость нейтрализации в

2—2,5

раза меньше

15%-ной НС1.

СК

10 г/(м

ч)

Продолжение

табл.

VIII.6

п/п

Реагент

Категория -кважин и

особенности обработки

Состав раствора

Основные условия

применения

Основные свойства состава

Газированная кис-

Кислотная пена

Гидрофобная кис-

лотная эмульсия на

основе светлых

ефт епродуктов

Гидрофобная неф-

текислотная эмуль-

сия

Загущенная соля-

ная

кислота

Внутрипластовые обра-

ботки добывающих и

нагнетательных сква-

жин

То же

Добывающие скважи-

ны,

внутрипластовые

обработки.

То

же

Внутрипластовые об-

работки нагнетатель-

ных скважин

Составы НС1 по 1—6; га-

зированные азотом, уг-

лекислым газом и воз-

духом

Соляная

кислота 15—

20%-ной концентрации;

ПАВ от 0,1 до 0,5%.

Степень аэрации 1,5—5 в

пластовых условиях; ста-

билизаюр КМЦ до 1,5%

60—70%-ный раствор

НС1

по пп. 1—6;

40—30%

светлых нефтепродуктов

(керосин,

дизельное топ-

ливо) и 0,5—1% эмуль-

гатора диаминдиалеат,

алкиламид, первичные

амины.

50—-70%-ный по пп. 1—6:

30—50%

нефти, содержа-

щей 2—4% асфальте нов,

6—10% силикагелевых

смол, до 6% парафина;

ПАВ типа ОП-10 в ко-

личестве

0,1—0,2%

12—15%

НС1 в 0,5—3%

растворах КМЦ или в

сульфитспиртовои барде

Пористые и пористо-

трещиноватые коллек-

торы, загрязненные

минеральной взвесью

Трещиноватые и тре-

щиновато-кавернозные

коллекторы

Трещиноватые и тре-

щиновато-кавернозные

коллекторы при тем-

пературном режиме

70—170°С

Трещиноватые и тре-

щиновато-кавернозные

коллекторы при тем-

пературном режиме

60—90

°С

Трещиноватые и тре-

щиновато-пористые

коллекторы при тем-

пературном режиме до

60 °С

СР

= 0,88 г/(м

-с) при

степени аэрации

20-—25

атмосферном давлении.

СР

го

= 0,24 г/(м

с) при

0,2% ОП-10 и

0,5—1о/

КМЦ

Стабильность эмульсии

при

130 °С и давлении

30 МПа — 1 ч.

Стабильность эмульсии

при

температуре 50—

90 °С от 2 до 4 ч,

Замедляет скорость рас-

творения в 1,5—2 раза.

Деструкция КМЦ при

60 °С

Продолжение

табл.

VIII.6

№

п/п

Реагент

Категория

скважин и

особенности

обработки

Состав раствора

Основные

условия

применения

Основные

свойства состава

Сульфаминован кис-

Уксусная кислота

Оке

дат

Глинокислота

Внутрипластовые об-

работки нагнетатель-

ных и добывающих

скважин

Внутрипластовые об-

работки добывающих

скважин

То же

Добывающие и нагне-

тательные скважины

10—15%

раствор HSO,

0,1—0,2

ПАВ

10%-ный раствор уксус-

ной

кислоты

Опробован товарный про-

дукт

и его водные рас-

творы в соотношениях от

: 1 до 1 : 3

8—10% НС1 +

3—5о/

Сульфат- и железо-

содержащие пористые

коллекторы с темпера-

турным режимом до

60 °С

Сульфат- и железо-

содержащие коллекто-

ры с температурным

режимом более 90 °

Низкопроницаемые

пористые коллекторы.

Область и условия при-

менения

уточняются*

Терригенный коллек-

тор, пористые и тре-

щиноватые коллекто-

ры.

Разрушение гли-

нистой и цементной

корок

= 51,5 кг карбона-

та кальция в 1 м

10%-ной кислоты;

СР

1,57

г/м

-с

СК

„

= 2,18

г/м

-ч

СР

= 0,27 г/м

-с;

СК

„

= 2,97

г/м

-ч

Растворяющая способ-

ность в 1 м

10%-ной

ислоты

;Р

140

0,17

г/м

-с

;К

100

30—80

г/м

-ч

Растворяющая способ-

ность по каолину:

= 27,5 кг/м

при

3%-ной HF,

= 46,1 кг/м

при

5%-ной HF;I

СК

= 43,1

г/м*.ч

• Удовлетворительные результаты получены при обработке горячих пластов.

Ангидриты предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами,

•содержащими 6—10% вес. азотнокислого калия (состав 5).

При

обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами

соляной

кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор

уксусной или лимонной кислот, массовая доза которых соответственно состав-

ляет 3—5% и 2—3% (состав 3).

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот

с породой, а повышенные температуры (более

60°С)

определяют требование

по

применению для обработок скважин реагентов и составов с замедленными

сроками нейтрализации, что повышает

охват

пластов обработкой по его про-

стиранию. Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот

обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым сроком ста-

бильности (составы 9 и 10, в которых кислота представляет дисперсную фазу,

а дисперсионную

среду

— нефть или нефтепродукты, которые, обволакивая

капли

кислоты, предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом

нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь

вязкоупругими составами, повышают и

охват

воздействием по толщине пла-

ста, а проникающая способность их определяется степенью дисперсности, но

вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости

ограничивается в основном трещиноватыми и трещиновато-пористыми кол-

лекторами.

Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве за-

медлителя добавляют хлористый кальций, с вводом которого в раствор за-

медляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция воз-

растают вязкость и плотность раствора, в

результате

также снижается ско-

рость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом каль-

ции

или пластовой воде хлоркальциевого типа (состав 4). Суммарный эф-

фект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.

Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор

сильной

кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в раство-

ре со слабыми кислотами подавляет диссоциацию последней, на чем основано

замедленное вступление в реацию молекул слабой кислоты, так как молекулы

таких кислот, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практи-

чески до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок сла-

бых кислот используют органические кислоты —

уксусную

и лимонную (со-

став 3). Скорость нейтрализации составов в этом

случае

замедляется до

4,5 раза.

Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты (состав 13),

так

как имеют

малую

степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных

работ для повышения производительности скважин и их освоения находит

применение

оксидат (состав 14)—продукт жидкофазного окисления углеро-

дов, содержащий в своем составе

уксусную

другие

органические кислоты,

растворители и

воду.

При

температурах

115—165°С

для увеличения глубины

охвата

по про-

стиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентриро-

ванную соляную кислоту, ингибированную реагентом В-2. Механизм сниже-

ния

скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной

кислоты обусловлен изменением закономерности диссоциации при содержании

хлористого водорода более 22% (состав 6).

Тип

коллектора и гидродинамические характеристики скважины в приза-

бойной

и удаленной зонах определяют требования к реологическим харак-

теристикам и проникающей способности рабочих жидкостей.

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно

использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены,

а также загущенные кислотные составы (составы 8, 9, 10, 11). Эти реагенты

способствуют повышению

охвата

по простиранию и по толщине пласта, так

как

при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления,

а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

Механизм замедления взаимодействия кислоты с карбонатной породой

пенах обусловлен прилипанием газовых или воздушных пузырьков к по-

350