Занятие 5. Производительность скважины, закон Дарси.

Цель:

Уяснить понятие производительности скважины

Задание:

Определить дебит скважины (q_o) по закону Дарси.

Производительность скважины описывается законом Дарси. Закон Дарси не является теорией или предположением, это – ЗАКОН.

q_o – дебит нефти (м³/сут)

K – проницаемость (мД) – (эффективная проницаемость нефти)

h – эффективная мощность пласта (м)

P_r – среднее пластовое давление (атм)

P_wf – забойное давление (атм)

m_o – вязкость нефти (сПз) - (в пластовых условиях)

B_о – объемный коэффициент нефти (м³/м³)

r_e – радиус дренирования (м)

r_w – радиус скважины (м)

А - площадь круга дренирования

18.41 – пересчетный коэффициент

1/18.41 = 0.054318305

2 * p {3.141593} *

* 10-3 {перевод_проницаемости_из_мкм²_в_мД} /

/103 {перевод_вязкости_из_Па*с_в_мПа*с} *

* 10-1 {перевод_давления_из_МПа_в_атм} *

* 86400 {перевод_времени_из_сек_в_сут} =

= 0.054286721

кроме того, можно учесть, что

1 атм = 101325 Па (а не 105) и

1 Д = 1,02 мкм² (а не 1)

Проницаемость - это свойство породы пропускать через себя флюид при наличии градиента давления (K). Один дарси определяется как проницаемость, которая позволит флюиду вязкостью в 1 сантипуаз протекать со скоростью 1 куб.см/сек через поперечное сечение 1 кв.см, когда градиент давления = 1 атм/см. (т.е. l =1см). В СИ проницаемость измеряется в м².

1 Д = 10-12 м².;

1 мД=10 -15 м².;

Эффективная толщина пласта - это толщина всех продуктивных слоев скважины (h) Эффективная толщина измеряется перпендикулярно границам пласта.

Вязкость – это параметр, измеряющий сопротивление потоку. Точнее, это отношение касательного напряжения к напряжению внутри жидкости.

Обозначим перемещающую силу, приходящуюся на единицу поверхности соприкосновения двух смежных слоев, через F, приращение скорости через dv, расстояние между слоями через dy, коэффициент пропорциональности через m.

Отношение dv/dy называется градиентом скорости; при dv/dy=1 m = F, т. е. коэффициент пропорциональности равняется перемещающей силе F.

Коэффициент m, называется коэффициентом внутреннего трения или абсолютной вязкостью. За единицу абсолютной вязкости принимают вязкость такой жидкости, два слоя которой площадью каждый 1 м², отстоящих один от другого на 1 м, под действием касательной (сдвигающей) силы в 1 Па перемещаются со скоростью 1 м/с.

Символы mo, mg, mw

Единицы измерения – cp

Диапазон и типичные значения

- 0.25 – 10,000 cp, нелетучая нефть

- 0.5 – 1.0 cp, вода

- 0.012 – 0.035 cp, газ

Объемный коэффициент - это объем флюида в пластовых условиях, необходимый для образования единицы объема флюида в поверхностных условиях. Символ – Bo, Bg, Bw

Единицы измерения – м³/м³

Диапазон и типичные значения

– Нефть

• 1 – 2 м³/м³, нелетучая нефть

• 2 – 4 м³/м³, летучая нефть

– Вода

• 1 – 1.1 м³/м³

– Газ

• 0.5 res bbl/Mscf, при 9000 psi

• 5 res bbl/Mscf, при 680 psi

• 30 res bbl/Mscf, при 115 psi

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее:

1. Потеря массы – газ переходит из растворенного состояния в свободное

2. Снижение температуры – от пластовой температуры до поверхностной

3. Расширения – давление падает от пластового до атмосферного.

Радиус ствола скважины – это размер скважины (r_w).Единицы измерения - м.

Пример: Определение дебита скважины (q_o) по закону Дарси.

q_o = 114 м³/сут.

Занятие 6. Кислотные составы для освоения скважин и повышения их продуктивности в карбонатных коллекторах.

Цель:

Составить схему солянокислой обработки в карбонатных коллекторах.

Задание:

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО₃, доломита – СаСО₃· МgСО₃, соды – Na₂СО₃, поташа – K₂СО₃, сидерита – FeСО₃ и других. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. СаСО₃ + 2HCl = CаCl₂ + CO₂↑ + H₂O

По объёму выделившегося газа (CO₂) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО₃).

Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены преимущественно к карбонатным породам. Поровое их пространство состоит из межзернового объема блоков (матриц), на которые пласт разбит трещинами, и объемов самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллектора рассматривается как система двух его видов – межзернового порового пространства блоков и систем трещин, вложенных одна в другую.

Солянокислотная обработка (СКО). Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине.

Эффективность кислотных обработок зависит от множества факторов: минералогического состава пород, характера распределения растворяемого материала в породе, степени и характера засоренности призабойной зоны пласта, пластовой температуры, типа и концентрации кислоты, объемной скорости закачки кислотного раствора, нефтенасыщенности пород, способа вызова притока после кислотной обработки, времени очистки пласта от продуктов реакции и др. При планировании технологической схемы процесса кислотной обработки скважин следует учитывать наибольшее число факторов.

Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м³/м, для скважин, обработанных неоднократно, удельный расход должен составлять до 1,5м³/м. Необходимый объем кислотного состава для каждой скважины рассчитывается индивидуально.

Расчет объема кислотного состава производится по формуле:

V _к.с. = π Н m (R2_об – r2_ск) где:

V _к.с. – потребный объем кислотного состава, м³;

Н - толщина обрабатываемого интервала, м;

m - пористость (эффективная) пород в долях единиц;

R_об - радиус (глубина) обработки,. м; определяется по радиусу загрязненной зоны, который в свою очередь определяется по кривым КВД;

r_ск - радиус скважины,.м.

Значение параметров Н, m и R_об в формуле определяется для каждого конкретного случая.

Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

СаСО_з + 2НС1 == СаСl₂ +H₂O + CO₂

СaCO₃ +2СH₃CООН=Са(СНзСОО)₂+Н₂О+СО₂ с известняками

СaCO₃ +2NH₂SО₃Н=Са(NН 2SО₃)₂+Н₂О+СО₂

CaMg (CO₃)₂ + 4НС1=CaCI₂+MgCI₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)2 + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО)₂ + Са(СНзСОО)₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4NН₂SО₃Н =Ca (NН₂SО₃)₂ + Mg(NН₂SО₃)2 + 2H₂O + 2CO₂

с доломитами

1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСI. Для растворения 1 кг известняка требуется 4,53 л раствора, а 1 кг доломита - 4,914 л 15%-ного раствора HCI.

К раствору НСI добавляют реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Их добавляют в количестве до 1 %:

• формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз;

• уникол - (0,25 - 0,5%), снижающий коррозионную активность в 30 - 42 раза. Уникол не растворяется в воде может выпадать в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность до 15 раз.

• Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз.

• Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора) - в 45 раз. Его ухудшаются при высоких температурах. При t = 80 - 100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Катапин 2.

2. Интенсификаторы - (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.

3. Стабилизаторы - вещества для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции, примесей раствора НСI с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок.

Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).

Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1 - 2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН₃СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта.

Химический состав породы определяюще влияет на выбор реагента и его компонентов. Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в %) соответственно:

Поваренная соль 6 –7

Хлористый кальций 5 – 10

Сульфат калия или магния 3 – 4

В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации. Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6–10% азотнокислого калия. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3–5% и 2–3%.

Сведения о приемистости пласта необходимы для правильного про­ектирования технологической схемы процесса кислотной обработки. Приемистость пласта - это его способность принимать определенное количество жидкости при определенном давлении. Она выражается через коэффициент приемистости: м³/сут×МПа где Q- количество жидкости, закачанной в пласт на соответствующем режиме, м³

Р - устьевое давление закачки, Па;

Т - время закачки, ч.

Зная приемистость пласта, можно определить тип коллектора, правильно выбрать начальный темп закачки кислотного раствора. При отсутствии приемистости необходимо принять меры по ее обеспечению (дополнительная перфорация, кислотная ванна, АДС или ПГД-БК).

Для определения приемистости пласта следует использовать жидкости, наименьшим образом влияющие на снижение проницаемости ПЗП (нефть, конденсат, водный раствор ПАВ, обладающий незначительным межфазным натяжением на границе с нефтью рассолы NaCl или CaCI₂. С этой же целью перед определением приемистости необходимо производить тщательную промывку скважины. Чаще всего для определения приемистости используется буферная жидкость.

При выборе вида кислотной обработки основополагающими факторами являются: приемистость пласта, наличие "скин"-эффекта, величина зоны ухудшенной проницаемости, петрофизическая характеристика пород, коллекторские свойства пород, конструкция скважины, техническая вооруженность нефтеразведочных экспедиций, наличие материалов и химреагентов.

Учитывая комплекс перечисленных факторов, выбирается вид кислотной обработки. При этом следует иметь в виду следующие моменты. Если при исследовании объекта обнаружено наличие "скин"-эффекта, но величина радиуса зоны ухудшенной проницаемости мала (до 10 см), то достаточно эффективным может быть проведение кислотной ванны.

Если величины "скин"-эффекта и радиуса ПЗП значительны, необходимо проводить обработку с закачкой кислоты в пласт. В этом случае объем кислотного раствора определяется величиной радиуса дефектной зоны.

При необходимости обработки пласта на большое расстояние (десятки, сотни метров) следует проводить гидрокислотный разрыв с использованием в качестве жидкости разрыва гидрофобной кислотной эмульсии с управляемым периодом стабильности или кислотного раствора с добавками - понизителями скорости реакции кислоты с породой.

Объем кислотного раствора - один из важнейших технологических параметров обработки - определяется радиусом планируемого воздействия на призабойную зону пласта. Для коллектора порового типа объем кислотного раствора, подлежащего закачке в пласт, определяется

, м³ где R - радиус обработки, м;

r, - радиус скважины, м;

m - средняя эффективная пористость пород;

h - толщина обрабатываемой части пласта, м.

Для порово-трещинного и трещинного типов коллектора

,м³

где n - пустота трещин, 1/м;

d - раскрытость трещин, м.

При этом принимается, что при обработке порово-трещинного или трещинно-порового пластов кислотный раствор в основном движется по изотропной системе трещин.

Следует учитывать, чем выше скорость реакции, тем меньше будут радиус зоны проникновения активной кислоты в пласт, время ее нейтрализации и наоборот.

Давление среды значительно тормозит реакцию растворения при повышении его до 6-7 Па. Затем скорость реакции стабилизируется (рис.3.2). Поскольку в реальных условиях кислотных обработок давление в пласте значительно выше и этот фактор одинаково влияет при всех видах кислотной обработки, его можно не учитывать.

Начальная концентрация кислоты - наиболее сильно действующий фактор. По мере увеличения начальной концентрации НС1 скорость реакции увеличивается (рис.3.3). Однако для "крепких" кис­лот (25-35 % HCI) темп нейтрализации снижается.

Температура раствора (рис.3.4) значительно влияет на скорость реакции. Повышение темпера­туры от +20 до +40 °С увеличивает скорость растворе­ния в 2,3 раза, а понижение температуры от +20 до -20 °С снижает в 3 раза. Это обстоятельство показывает преимущество применения охлажденных кислотных растворов - увеличение радиуса зоны обработки.

Повышение скорости потока кислоты по поровым каналам и трещинам пласта создает дополнительные условия для увеличения радиуса зоны обработки (рис. 3.5.). При достижении некоторой величины скорость реакции стабилизируется (реакция переходит в кинетическую область). Дальнейшее повышение скорости потока (объемной скорости закачки) будет способствовать более глубокому проникновению кислоты в пласт до момента потери ее ак­тивности. Отношение объема кислоты к единице реагирующей поверхности также значительно влияет на скорость и­тощения кислоты (.рис.3.6). Чем меньше раскрытость трещины или диаметр перового канала, тем быстрее кислота нейтрализуется, тем меньше будет зона обработки.

Добавление к солянокислотному раствору хлористого кальция в качестве ингибитора гидратообразования несколько снижает скорость нейтрализации НСl, способствуя увеличению радиуса оны обработки (рис.3.7).Степень доломитизации карбонатных пород по разному сказывается на скорости нейтрализации HCI. Из табл.3.1 видно, что скорость растворения доломита почти в два раза меньше растворимости мрамора. Доломитизированный известняк растворяется несколько быстрее мрамора, что объясняется высокой степенью его метаморфизации и повышенной плотностью мрамора.

Исследования показали, что засолоненность пород NaCI (до 10 %) почти не влияет на скорость реакции HCI с карбонатами.

Таблица 3.1 – Растворимость некоторых горных пород

На основании многочисленных лабораторных и промысловых исследо­ваний для обработки карбонатных пластов под давлением следует ре­комендовать 15 %-ную соляную кислоту. Использование соляной кислоты повышенных концентраций (свыше 15 % HCI) может быть весьма эффективным, так как один и тот же объем растворяет больше карбонатного материала и запуск скважины ввиду выделения большого количества СО₂ облегчается. Однако для предупреждения образования криогидратов хлористого кальция концентрация HCI не должна превышать допустимую.

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: