CC BY
15ВЫБОР СКОРОСТИ ЗАКАЧКИ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА В ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА
УДК 622.276.63
Ю.В. Одинцова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ) С.В. Малышев, к. т. н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
S_Malyshev@vniigaz.gazprom.ru
Н.Е. Середа, К. Т. Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», N_Sereda@vniigaz.gazprom.ru С.А. Мельников, к. г.-м. н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
S_Melnikov@vniigaz.gazprom.ru
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
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 (Оа). По результатам исследований И. Ванг и А. Хилл установлено, что число Дамколера, при котором режим растворения идет с обра-
зованием «червоточин», связано с поперечным сечением пор, имеющих максимальные размеры, и проницаемостью поровой породы выражением:
А = 0,043[0акр
(1)
где Аг - площадь поперечного сечения максимальных пор, м2; к - проницаемость поровой породы, м2.
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, толщи-
ной 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:
^ср = 5,72^,
(2)
где - средний диаметр пор, м; т - пористость, доли ед.
Odintsova Yu.V., Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, RF)
Malyshev S.V., Ph. D. in Engineering Science, Gazprom VNIIGAZ LLC, s_Maiyshev@vniigaz.gazprom.ru Sereda N.E., Ph. D. in Engineering Science, Gazprom VNIIGAZ LLC, N_sereda@vniigaz.gazprom.ru Mel'nikov S.A., Ph.D. in Geology and Mineralogy, Gazprom VNIIGAZ LLC, s_Meinikov@vniigaz.gazprom.ru
Selecting the injection rate of the acid solution into the bottom-hole zone depending on the temperature and porosity characteristics of the formation
Nowadays one of the most widespread technologies of intensifying the hydrocarbon fluid inflow into bottom holes is an acid treatment of the bottom-hole formation zone (BHFZ). However the efficiency of acid treatments, irrespective of a variety of available engineering solutions during such treatment, is sometimes low.
Based upon laboratory research of the structure of the pore space of core collected in the course of drilling wells at the Orenburg Oil and Gas Condensate Field and the Astrakhan Gas Condensate Field, the article, with the help of statistics, evaluates the dimensions of maximum pores, depending on porosity and permeability, which determine the beginning of dilution in bottom hole formation mode.
Following the analysis of the results of experimental and analytical research regarding the dilution of carbonate core with the help of the acid solution, we obtained the dependency of the dilution rate of carbonate rock with the help of the acid solution on the formation's temperature. This dependency allows assessing the required injection rate of the acid solution in order to ensure that the BHFZ dilutes in bottom hole formation mode, depending on the temperature and porosity and permeability properties of the formation.
KEY WORDS: GAS AND GAS CONDENSATE RECOVERY, BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE, POROSITY, WELL, ACID SOLUTION.
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:
d = d (2,5 - 2,9) = 2,7d , т. е.
max срч ' ' ' ср'
dmax = 2,7-5,7^ = 15,44^. (3)
Подставив выражение dmax в формулу (1), получим:
Da
0,29 106 1
(4)
При кислотных обработках карбонатного пласта число йа вычисляется по формуле [1]:
n С"1 Da=T,
(5)
кислотного раствора, м/с, которую вычисляют для скважины по формуле:
где с - концентрация соляной кислоты, кгмоль НС1/м3 раствора; а - показатель реакции; Ег -константа скорости реакции при пластовых условиях, которую вычисляют по формуле:
и =
n-d'
(7)
Ef-EO еХр(-%),
(6)
где Е° - константа скорости химической реакции при нормальных условиях, кгмоль HCl/ (м2с (кгмоль HCl/м3 раствора)"); Т - температура, К; ^ - энергия активации; u - скорость движения
где д - скорость закачки кислотного раствора в скважину на 1 м продуктивного пласта, м3/с; dc - диаметр скважины, м.
Подставив в уравнение (5)зна-чение йа из формулы (4) и и 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:
q = ndc
т -[Üi
(8)
При расчете скорости закачки кислотного раствора в скважину значения проницаемости и пористости, входящие в формулу (7), принимают средневзвешенными и рассчитывают следующим образом:
2h, ,
(9)
т
(10)
2/1, ,
где к., т., Ь. - проницаемость, пористость и толщина продуктивных интервалов пласта, соответственно.
Подставив значения Е°, а, со -ответствующие взаимодействию соляной кислоты с карбонатом, в уравнение (7) Е° = 7,291-107;
^ = 7,55 103; а = 0,63, получим:
790 d е
Я--с^
с т
_ 7,5510'
Гк
т
(11)
q, м3/с 2-Ю"3
1,5-10"3
1-Ю"3
0,5-Ю"3
/ к = 0,01 • • ■ 1KM2 ( - • ,— i ,1 -—
■ • • • • • # # * * *
• ■ • • • 4 ♦ 0 » Ф * 9
..... .....
290
310
320
330 Т.К
Зависимость скорости закачки кислотного раствора на 1 м продуктивной толщины в зависимости от температуры и проницаемости пласта
На рисунке приведены зависимости скорости закачки кислотного раствора с содержанием 15 % HCl (0,4 кгмоль HCl/м3) от темпе -ратуры пласта при различных его проницаемостях, рассчитанных по формуле (10). При расчете приве -денных 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 к = 0,510-12 м при температуре 293 К (20 °С) скорость закачки кислотного раствора в скважину должна быть 210-3 м 3/с (0,12 м3/мин), а для обработки этого пласта при температуре 308 К (35 °С) скорость составляет 710-3 м3/с (0,42 м3/мин), для пласта проницаемостью 0,0110-12 м2 - 5010-3 м3/с (3 м 3/мин). То есть пласт проницаемостью 0,0110-12 м2 при температуре 308 К (35 °С) обработать кислотным раствором в режиме образования «черво-
точин» практически невозможно, так как при скорости закачки 3 м 3/мин можно получить гидроразрыв пласта, а при меньших скоростях закачки обработка будет проходить в режиме кавер-нообразования.
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. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Одинцова Ю.В. Влияние фильтрационно-емкостных свойств и пластовых условий на эффективность кислотных обработок карбонатного пласта // Газовая промышленность. 2012. № 6. С. 38-40.
2. Одинцова Ю.В., Малышев С.В., Середа Н.Е., Шулятиков И.В. Влияние температуры пласта на параметры проведения кислотных обработок // Газовая промышленность. 2014. № 4. С. 52-54.
3. Economidies M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. Second Edition. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632, Schlumberger, 2000, P. 630.
REFERENCES
1. Odintsova Yu.V. Impact of Porosity and Permeability Properties and Formation Conditions upon the Efficiency of Acid Treatments of the Carbonate Formation. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2012, No. 6, P. 38-40. (In Russian)
2. Odintsova Yu.V., Malyshev S.V., Sereda N.E., Shulyatikov I.V. Impact of the Formation's Temperature upon the Parameters of Acid Treatments. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2014, No. 4, P. 52-54. (In Russian)
3. Economidies M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. Second Edition. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632, Schlumberger, 2000, P. 630.
