image
energas.ru

Газовая промышленность № 9 2017

Добыча газа и газового конденсата

01.09.2017 11:00 ВЫБОР СКОРОСТИ ЗАКАЧКИ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА В ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА
Одной из наиболее распространенных технологий интенсификации притока углеводородных флюидов к забоям скважин в настоящее время являются кислотные обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Однако эффективность кислотных обработок, несмотря на разнообразие технических решений при их проведении, не всегда является результативной. В статье на основании лабораторных исследований строения порового пространства керна, отобранного при бурении скважин Оренбургского НГКМ и Астраханского ГКМ, методом статистики были оценены размеры максимальных пор в зависимости от пористости и проницаемости, которые определяют начало растворения в режиме образования «червоточин». В результате анализа данных экспериментальных и аналитических исследований по растворению кислотным раствором карбонатных кернов получена зависимость скорости растворения карбонатной породы кислотным раствором от температуры пласта. Данная зависимость позволяет оценить необходимую скорость закачки кислотного раствора для обеспечения растворения ПЗП в режиме образования «червоточин» в зависимости от температуры и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
Ключевые слова: ДОБЫЧА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА, ПОРИСТОСТЬ, СКВАЖИНА, КИСЛОТНЫЙ РАСТВОР.
Открыть PDF


Как показано в исследованиях [1–3], основным условием проведения кислотных обработок в оптимальном режиме является растворение ПЗП с образованием «червоточин». Такой режим позволяет с минимальным расходом кислотного раствора добиться надежного гидродинамического соединения скважины с незагрязненной зоной продуктивного пласта и значительно повысить дебит скважины. Исследователями А. Хилл и Р. Чечтер установлено, что режим растворения определяется числом Дамколера (Da). По результатам исследований И. Ванг и А. Хилл установлено, что число Дамколера, при котором режим растворения идет с образованием «червоточин», связано с поперечным сечением пор, имеющих максимальные размеры, и проницаемостью поровой породы выражением:

1_1_2.png         (1) 

где Ar – площадь поперечного сечения максимальных пор, м2; k – проницаемость поровой породы, м2.

Image_006.png

Размеры максимальных пор в поровой породе можно определить в лабораторных условиях методом ртутной порометрии. Продуктивные пласты нефтегазовых месторождений сложены из пропластков с различными фильтрационными свойствами, толщиной от долей до десятков метров, причем возможно включение непродуктивных пропластков. Естественно, при бурении скважин выемка кернов для лабораторных исследований ограничена, а замеры осуществляются косвенными методами, результаты которых целесообразно использовать для оценки характеристик продуктивных пропластков при выборе технологии по интенсификации. Для оценки средних размеров пор по пористости и проницаемости используется зависимость:

1_1.png                                     (2) 

где dср – средний диаметр пор, м; m – пористость, доли ед.

Для получения корреляционной зависимости максимального размера пор от среднего их размера были проведены лабораторные исследования, заключающиеся в том, что для образцов керна с известными пористостью и проницаемостью методом ртутной порометрии были определены максимальные размеры пор и вычислены средние значения по формуле (2).

Исследования были проведены на 26 кернах-образцах Астраханского и Оренбургского месторождений. Методами математической статистики была получена корреляционная зависимость максимального размера пор от среднего значения:

dmax = dср(2,5 ÷ 2,9) ≈ 2,7dср, т. е.

1_1_1.png     (3) 

Подставив выражение dmax в формулу (1), получим:

1_1_3.png             (4) 

При кислотных обработках карбонатного пласта число Da вычисляется по формуле [1]:

1_1_4.png                                  (5) 


где с – концентрация соляной кислоты, кг·моль HCl/м3 раствора; – показатель реакции; Ef – константа скорости реакции при пластовых условиях, которую вычисляют по формуле:

1_1_5.png                                       (6)

 

где 1_1_6.png – константа скорости химической реакции при нормальных условиях, кг·моль HCl/(м2·с (кг·моль HCl/м3 раствора)α); Т – температура, К; 1_1_7.png– энергия активации; u – скорость движения кислотного раствора, м/с, которую вычисляют для скважины по формуле:

1_1_8.png                                                      (7)

 

где q – скорость закачки кислотного раствора в скважину на 1 м продуктивного пласта, м3/с; dc – диаметр скважины, м.

1_1_16.png

Подставив в уравнение (5) значение Da из формулы (4) и u из формулы (7), вычисляем скорость закачки кислотного раствора в скважину на 1 м толщины продуктивного пласта, необходимую для растворения в режиме образования «червоточин», по формуле:

1_1_9.png.                         (8)

  

При расчете скорости закачки кислотного раствора в скважину значения проницаемости и пористости, входящие в формулу (7), принимают средневзвешенными и рассчитывают следующим образом:

1_1_10.png                                        (9) 

1_1_11.png                                      (10) 

где ki, mi, hi – проницаемость, пористость и толщина продуктивных интервалов пласта, соответственно.

Подставив значения 1_1_12.png α, соответствующие взаимодействию соляной кислоты с карбонатом, в уравнение (7) 1_1_13.png = 7,291·107; 1_1_14.png = 7,55·103; α = 0,63, получим:

1_1_15.png.                         (11) 

На рисунке приведены зависимости скорости закачки кислотного раствора с содержанием 15 % HCl (0,4 кг·моль HCl/м3) от температуры пласта при различных его проницаемостях, рассчитанных по формуле (10). При расчете приведенных зависимостей пористость пласта была принята 0,14.

Анализ приведенных зависимостей показывает, что с увеличением температуры и снижением проницаемости необходимая скорость закачки кислотного раствора, обеспечивающая растворение поровой карбонатной породы в режиме образования «червоточин», увеличивается. Так, например, для обработки пласта толщиной 20 м проницаемостью k = 0,5·10-12 м при температуре 293 К (20 ºС) скорость закачки кислотного раствора в скважину должна быть 2·10-3 м3/с (0,12 м3/мин), а для обработки этого пласта при температуре 308 К (35 ºС) скорость составляет 7·10-3 м3/с (0,42 м3/мин), для пласта проницаемостью 0,01·10-12 м2 – 50·10-3 м3/с (3 м3/мин). То есть пласт проницаемостью 0,01·10-12 м2 при температуре 308 К (35 ºС) обработать кислотным раствором в режиме образования «червоточин» практически невозможно, так как при скорости закачки 3 м3/мин можно получить гидроразрыв пласта, а при меньших скоростях закачки обработка будет проходить в режиме кавернообразования.

На основании анализа экспериментальных исследований по растворению солянокислотным раствором поровой карбонатной породы и аналитических исследований получены зависимости скорости закачки кислотного раствора, обеспечивающие растворение призабойной зоны продуктивного пласта в режиме образования «червоточин», от температуры, пористости, проницаемости продуктивного пласта и концентрации кислотного раствора. 



← Назад к списку