Кітапхана әзірге орыс тілінде. Ағылшын және қазақ тілдеріндегі нұсқалары кейінірек қосылады.

ДобычаПовреждение пласта и интенсификация Тереңдетілген 28 мин оқу

Кислотные обработки карбонатов и особых скважин

Кислотная обработка карбонатного пласта — закачка соляной кислоты или составов на её основе в известняк или доломит при давлении ниже давления разрыва. Кислота растворяет саму породу, но не равномерно: она уходит в самые проводящие поры и прокладывает от ствола ветвящиеся каналы высокой проводимости — червоточины (wormholes). Сколько кислоты на это уйдёт, решает скорость её подачи. Особые скважины — длинные горизонтальные, нагнетательные, с гравийной набивкой, вскрывшие трещиноватый пласт — требуют своих способов доставить кислоту туда, где она нужна.

Не үшін қажет

В карбонатах залегают крупнейшие месторождения Казахстана — Тенгиз, Кашаган и Карачаганак (подсолевые постройки Прикаспия), а кислотные обработки — самый распространённый способ вернуть и повысить продуктивность скважин в карбонатах. Результат решают не столько крепость кислоты и её объём, сколько расход и распределение: при слишком медленной закачке кислота растворяет стенку у самого ствола, без отклонения уходит в один проницаемый прослой или в трещину, а в длинном горизонтальном стволе — в его начало. Урок учит рассчитывать объём кислоты по росту червоточин, выбирать расход и способ отклонения, обрабатывать особые скважины, решать, не нужен ли кислотный гидроразрыв, и оценивать кампании обработок.

Алдымен оқыңыз:Кислотные составы и проектирование обработки

Қысқаша негізгісі

Соляная кислота растворяет кальцит так быстро, что фронт растворения неустойчив: кислота уходит в самые проводящие поры, расширяет их и прокладывает червоточины. Картина — растворение торца, конические каналы, одна доминирующая червоточина, ветвистые каналы или почти равномерное растворение — зависит от соотношения скорости реакции и скорости подачи кислоты, которое выражает число Дамкёлера.
Эффективность кислоты меряют числом поровых объёмов до прорыва $PV_{bt}$ в опыте на керне. У кривой $PV_{bt}$ от скорости в порах есть минимум: медленнее — кислота тратится у входа, быстрее — на ветвление. В минимуме червоточине хватает долей порового объёма.
В скважине скорость на фронте червоточин падает обратно пропорционально радиусу, $v_i = q/(2\pi r h\phi)$ . Поэтому кислоту закачивают с наибольшим расходом, допустимым ниже давления разрыва: у стенки скорость всё равно выше оптимальной, а за метр-два от ствола — уже ниже.
Червоточины в десятки и сотни раз экономнее сплошного растворения: доли кубометра 15 %-й кислоты на метр уводят их на 1–2 м, и скин падает до −2…−3. Объём на метр — $V/h = \int 2\pi r\phi PV_{bt}\,dr$ .
Кислота идёт туда, где ей легче, и сама облегчает себе путь: без отклонения проницаемый прослой, трещина или пятка горизонтального ствола забирают почти всё. Пена, самоотклоняющиеся составы, шаровые уплотнители, пакеры и ограниченный вход возвращают кислоту в плотные интервалы.
Кампанию оценивают по дополнительной добыче против прогноза без обработки — падающей базы, — по доле успешных работ и затратам на кубометр прироста; неудачи разбирают, чтобы уточнить отбор и технологию.

Негізгі қатынастар

v_i = \dfrac{q}{2\pi r h\phi}

скорость в порах на фронте червоточин на расстоянии $r$ от оси

PV_{bt} = PV_{bt,opt}\,\dfrac{(v_i/v_{opt})^{1/3}}{\left[1 - e^{-4v_i^2/v_{opt}^2}\right]^2}

кривая эффективности кислоты (модель Бёйсе и Гласбергена)

\dfrac{V}{h} = \int_{r_w}^{r_{wh}} 2\pi r\phi\,PV_{bt}\,dr \approx \pi\phi\,PV_{bt}\,(r_{wh}^2 - r_w^2)

кислота на метр, чтобы червоточины дошли до $r_{wh}$

S \approx -\ln\dfrac{r_{wh}}{r_w}

скин, когда червоточины прошли повреждённую зону

\dfrac{q_j}{q} = \dfrac{k_jh_j/(\ln(r_e/r_w) + S_j)}{\sum_i k_ih_i/(\ln(r_e/r_w) + S_i)}

доля расхода прослоя при общем забойном давлении

Жиі қателіктер

Считать объём кислоты для карбоната как для сплошного растворения породы — он получится завышенным в десятки и сотни раз.
Закачивать медленно, «чтобы кислота лучше прореагировала»: на малой скорости она растворяет стенку, а не прокладывает червоточины. Медленная закачка нужна лишь для кислотных ванн, когда повреждение — на самой стенке.
Переносить оптимальную скорость с керна на скважину напрямую: на фронте червоточин скорость падает с радиусом, а на больших образцах оптимум ниже, чем на стандартных.
Обрабатывать длинный интервал без отклонения: кислота уйдёт в трещину, проницаемый прослой или в начало горизонтального ствола.
Оценивать прирост, сравнивая дебит после обработки с дебитом до неё: без учёта падения базы и ускоренного падения после обработки годовой прирост завышается — в примере урока почти в полтора раза.

Сабақтан кейін сіз

объяснить, почему соляная кислота образует в карбонате червоточины, как режим растворения зависит от скорости закачки и что показывают число Дамкёлера и кривая «поровые объёмы до прорыва — скорость»;
оценить объём кислоты на метр, нужный червоточинам, чтобы уйти на заданный радиус при выбранном расходе, и ожидаемый скин; выбрать расход с учётом давления разрыва;
рассчитать, как расход делится между прослоями и как его перераспределяет отклонитель; выбрать способ отклонения;
спланировать обработку длинного горизонтального ствола, нагнетательной скважины, скважины с гравийной набивкой и трещиноватого пласта и понять, когда вместо матричной обработки нужен кислотный гидроразрыв;
оценить кампанию обработок: дополнительная добыча против падающей базы, доля успешных работ, затраты на кубометр прироста и выводы для следующих скважин.

Чем карбонат отличается: реакция и выбор кислоты

Что кислота делает в песчанике и в карбонате и почему ценность обработки определяет устранённый скин, рассказано в уроке Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин; реакции соляной кислоты с кальцитом и доломитом и растворяющая способность — в уроке о кислотных составах: кубометр 15 %-й соляной кислоты растворяет около 0,08 м³ кальцита. Здесь — то, чем обработка карбоната отличается от обработки песчаника и как её рассчитывать.

Главное отличие — скорость. Реакция соляной кислоты с кальцитом на поверхности идёт так быстро, что общую скорость растворения ограничивает не сама реакция, а доставка кислоты к стенке пор: ионы водорода не успевают подходить к поверхности так быстро, как она способна их принять. Доломит реагирует медленнее: при невысокой температуре скорость ограничивает уже сама реакция на поверхности, и с ростом температуры она быстро увеличивается. Продукты реакции — растворимые хлориды кальция и магния и углекислый газ — осадков не дают, поэтому в карбонате нет вторичных осадков плавиковой кислоты и не нужны её этапы. Глинокислоту в карбонатах не применяют вовсе: с кальцием она даёт нерастворимый фторид кальция.

Быстрая реакция — и достоинство, и трудность. Кислота растворяет породу и может уйти глубоко — но только если её вовремя подать туда, где она нужна. При высокой температуре она расходуется у самого ствола, а в длинном интервале — в первом же проводящем прослое. Отсюда две задачи, которым посвящён урок: управлять скоростью подачи (разделы о червоточинах и расходе) и распределением по интервалу (разделы об отклонении и особых скважинах). Для обеих меняют и сам состав.

Кислотные составы для карбонатов

Состав: Соляная кислота 15 %
Зачем: основной состав для известняков и смешанных карбонатов
Ограничения: при высокой температуре расходуется у стенки; нужен ингибитор коррозии

Состав: Соляная кислота 20–28 %
Зачем: больше растворённой породы на кубометр; доломиты
Ограничения: сильнее коррозия; отработанный раствор тяжелее и вязче

Состав: Эмульгированная кислота
Зачем: капли кислоты в нефтяной внешней фазе медленнее доходят до стенки — червоточины глубже при малых расходах
Ограничения: вязкая: трение в трубах выше; эмульсию подбирают по температуре

Состав: Загущённая и самоотклоняющаяся кислота
Зачем: загущённая медленнее доходит до стенки и меньше уходит в пласт; у самоотклоняющейся вязкость растёт по мере нейтрализации и отклоняет следующую порцию: вязкоупругие ПАВ, сшивающиеся в пласте полимеры
Ограничения: нужен разрушитель вязкости и вынос; полимер может оставить остаток

Состав: Органические кислоты (уксусная, муравьиная)
Зачем: реагируют медленно, мало корродируют сталь — для горячих скважин
Ограничения: растворяют меньше породы; реакция уксусной кислоты не доходит до конца

Состав: Комплексоны
Зачем: растворяют кальцит медленно, почти без коррозии — для очень высоких температур
Ограничения: дорогие; растворяющая способность мала

Состав	Зачем	Ограничения
Соляная кислота 15 %	основной состав для известняков и смешанных карбонатов	при высокой температуре расходуется у стенки; нужен ингибитор коррозии
Соляная кислота 20–28 %	больше растворённой породы на кубометр; доломиты	сильнее коррозия; отработанный раствор тяжелее и вязче
Эмульгированная кислота	капли кислоты в нефтяной внешней фазе медленнее доходят до стенки — червоточины глубже при малых расходах	вязкая: трение в трубах выше; эмульсию подбирают по температуре
Загущённая и самоотклоняющаяся кислота	загущённая медленнее доходит до стенки и меньше уходит в пласт; у самоотклоняющейся вязкость растёт по мере нейтрализации и отклоняет следующую порцию: вязкоупругие ПАВ, сшивающиеся в пласте полимеры	нужен разрушитель вязкости и вынос; полимер может оставить остаток
Органические кислоты (уксусная, муравьиная)	реагируют медленно, мало корродируют сталь — для горячих скважин	растворяют меньше породы; реакция уксусной кислоты не доходит до конца
Комплексоны	растворяют кальцит медленно, почти без коррозии — для очень высоких температур	дорогие; растворяющая способность мала

Крепость и добавки выбирают по температуре, минералогии и испытаниям на керне. Добавки — ингибитор коррозии, стабилизатор железа, неэмульгирующие ПАВ — те же, что для песчаников (урок о кислотных составах).

Сероводород и сульфид железа

Флюиды подсолевых карбонатов Прикаспия содержат много сероводорода (Карбонатные осадки, обстановки и пористость карбонатов). В таких скважинах на стенках труб и в пласте есть сульфид железа: соляная кислота растворяет его с выделением сероводорода, а отработанная кислота несёт железо, которое при росте pH выпадает в осадок. Поэтому в кислоту добавляют стабилизатор железа и поглотитель сероводорода, трубы до обработки пласта промывают кислотой с выносом на поверхность, а освоение ведут с учётом газа и сероводорода в отработанном растворе.

Червоточины и режимы растворения

Почему кислота не растворяет карбонат ровным фронтом? Поровые каналы различаются по размеру, и в крупный канал кислоты входит больше. Она расширяет его, канал принимает ещё больше кислоты — и так дальше: возникает положительная обратная связь, как при вязких языках вытеснения. Кислота, вошедшая в канал, расходуется на его стенках и у его конца, а соседние поры почти не затрагивает. В итоге образуется сеть тонких каналов, проницаемость которых несравнимо выше проницаемости породы, — червоточины. Насколько они тонки и длинны, зависит от того, что быстрее: реакция или подача кислоты.

СызбаРежимы растворения карбоната при закачке кислоты в образец с разной скоростью (схема, не в масштабе): кислота входит сверху, слева направо скорость растёт. Меньше всего кислоты до прорыва нужно в режиме доминирующей червоточины.

Растворение торца (face dissolution): при очень малой скорости кислота успевает прореагировать у самого входа и растворяет породу сплошным фронтом. На продвижение на сантиметр уходит огромный объём кислоты.
Конические каналы: скорость чуть больше: кислота проникает в крупные поры, но расходуется на их стенках у входа, и каналы получаются широкими у основания и короткими.
Доминирующая червоточина: кислоты в канал поступает ровно столько, чтобы её хватило дойти до конца канала и продолжить его. Канал тонкий и длинный, ответвлений мало, кислоты до прорыва нужно меньше всего.
Ветвистые каналы (ramified): скорость велика: кислота не успевает прореагировать в главном канале, просачивается в соседние поры, и каналы ветвятся. Кислота тратится на ветви.
Равномерное растворение: при очень большой скорости кислота проходит образец почти непрореагировавшей и растворяет породу понемногу везде — как при обработке песчаника.

Соотношение реакции и подачи выражает безразмерное число Дамкёлера (Damköhler number). Для червоточины его записывают как отношение количества кислоты, которое её стенки способны израсходовать за единицу времени, к количеству, которое подаёт поток:

Число Дамкёлера для червоточины

Da = \frac{\pi\,d\,l\,\kappa}{q_{wh}}

мұндағы:

$Da$ число Дамкёлера, —
$d,\ l$ диаметр и длина червоточины; $\pi d l$ — площадь её стенок, м
$\kappa$ общая константа скорости растворения: учитывает и доставку кислоты к стенке, и реакцию на ней; её определяет более медленное звено, м/с
$q_{wh}$ расход кислоты через червоточину, м³/с

Бірліктер: СИ (безразмерное)

Мына жағдайда орындалады

кислота расходуется на стенках со скоростью, пропорциональной её концентрации;
это оценочная величина: диаметр и длину червоточины в опыте измеряют лишь приближённо.

Большое $Da$ — кислота расходуется у входа (растворение торца, конические каналы); малое — проходит почти не прореагировав (ветвление, равномерное растворение). В лабораторных опытах наименьший расход кислоты на прорыв получался примерно при одном и том же $Da \approx 0{,}29$ — для сильных и слабых кислот и для комплексонов. Отсюда практический вывод: чем быстрее реагирует состав (выше $\kappa$ — например, при более высокой температуре), тем больший расход нужен каждой червоточине; чем медленнее (эмульгированная, органическая кислота) — тем меньший.

На практике эффективность кислоты меряют опытом на керне: через образец длиной 15–30 см закачивают кислоту с постоянным расходом и отмечают объём, при котором червоточина вышла с другого торца, — поровые объёмы до прорыва $PV_{bt}$ (pore volumes to breakthrough): объём кислоты, делённый на поровый объём образца. Опыты повторяют при разных скоростях в порах $v_i$ (interstitial velocity) — расходе, делённом на площадь сечения и пористость — и строят кривую эффективности. У неё всегда есть минимум: оптимальная скорость $v_{opt}$ и наименьший объём $PV_{bt,opt}$ . Для промысловых расчётов кривую описывают формулой; распространена полуэмпирическая модель Бёйсе и Гласбергена (Buijse, Glasbergen):

Скорость роста червоточин и кривая эффективности кислоты

v_{wh} = \frac{v_{opt}^{1/3}}{PV_{bt,opt}}\,v_i^{2/3}\left[1 - e^{-4v_i^2/v_{opt}^2}\right]^2,\qquad PV_{bt} = \frac{v_i}{v_{wh}} = PV_{bt,opt}\,\frac{(v_i/v_{opt})^{1/3}}{\left[1 - e^{-4v_i^2/v_{opt}^2}\right]^2}

мұндағы:

$v_{wh}$ скорость продвижения фронта червоточин, м/с
$v_i$ скорость в порах у фронта червоточин: расход, делённый на площадь сечения и пористость, м/с
$v_{opt},\ PV_{bt,opt}$ координаты минимума лабораторной кривой: оптимальная скорость и поровые объёмы до прорыва при ней, м/с, —
$PV_{bt}$ поровые объёмы до прорыва при скорости $v_i$ , —

Бірліктер: любые согласованные единицы скорости

Мына жағдайда орындалады

постоянные $v_{opt}$ и $PV_{bt,opt}$ берут из опытов на керне той же породы с той же кислотой при пластовой температуре;
формула сглаживает минимум: при $v_i = v_{opt}$ она даёт $PV_{bt} \approx 1{,}04\,PV_{bt,opt}$ ; при больших скоростях $PV_{bt}$ растёт как $v_i^{1/3}$ , при малых — очень круто;
на образцах большего размера оптимальная скорость и $PV_{bt}$ меньше, чем на стандартных, поэтому лабораторные значения к пласту переносят с поправкой или калибруют по результатам обработок.

Справа от минимума кислота тратится на ветвление, но умеренно; слева — растворяет торец, и $PV_{bt}$ растёт на порядки. Поэтому ошибиться в сторону большей скорости гораздо дешевле, чем в сторону меньшей.

ЕсептеуКривые эффективности кислоты по модели урока: 15 %-я соляная кислота (сплошная, оптимум 1,5 см/мин) и эмульгированная кислота в той же породе (штриховая, оптимум 0,3 см/мин); обе оси логарифмические. Точки на сплошной кривой — скорость на фронте червоточин в примере ниже: у стенки скважины и на расстоянии 1,5 м. Эмульгированная кислота выигрывает при малых скоростях, левее примерно 1 см/мин. Лабораторные значения условные.

Расход и объём: от керна к скважине

В опыте на керне скорость в порах одинакова по всей длине образца. В скважине кислота расходится радиально, сечение потока растёт с удалением от оси, и скорость на фронте червоточин падает обратно пропорционально радиусу:

Скорость в порах на фронте червоточин при радиальной закачке

v_i = \frac{q}{2\pi r\,h\,\phi},\qquad r_{opt} = \frac{q}{2\pi h\phi\,v_{opt}}

мұндағы:

$v_i$ скорость в порах на радиусе $r$ , м/с
$q$ расход кислоты в интервал, м³/с
$r$ расстояние фронта от оси скважины, м
$h,\ \phi$ толщина обрабатываемого интервала и пористость, м, —
$r_{opt}$ радиус, до которого скорость на фронте не ниже оптимальной, м

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

кислота входит в интервал равномерно по толщине и по окружности;
фронт червоточин считается цилиндрическим; сами червоточины занимают ничтожную долю порового объёма.

У стенки скважины при обычных расходах скорость в десятки раз выше оптимальной, а уже в метре-двух — ниже неё. Чем больше расход, тем дальше от ствола червоточины растут в хорошем режиме. Поэтому карбонаты обрабатывают с наибольшим расходом, допустимым ниже давления разрыва, — этот приём известен как метод максимального перепада давления и расхода (MAPDIR). Предельный расход растёт по мере того, как падает скин (формула предельного расхода), и расход поднимают ступенями вслед за ним.

Сколько кислоты нужно, чтобы фронт червоточин дошёл до радиуса $r_{wh}$ ? На каждом шаге фронта кислота заполняет поры нового кольца, умноженные на $PV_{bt}$ при скорости на этом радиусе. Сложив кольца, получаем:

Объём кислоты на метр для червоточин до радиуса r_wh

\frac{V}{h} = \int_{r_w}^{r_{wh}} 2\pi r\,\phi\,PV_{bt}\big(v_i(r)\big)\,dr \;\approx\; \pi\,\phi\,PV_{bt}\,\left(r_{wh}^2 - r_w^2\right)

мұндағы:

$V/h$ объём кислоты на метр интервала, м³/м
$r_{wh},\ r_w$ радиус фронта червоточин и радиус скважины, м
$PV_{bt}(v_i)$ поровые объёмы до прорыва при скорости на фронте (кривая эффективности), —
$\phi$ пористость, —

Бірліктер: СИ (м, м³/м)

Мына жағдайда орындалады

фронт червоточин продвигается со скоростью $v_{wh}(v_i)$ , как в линейном опыте при той же скорости в порах; расход постоянен;
вторая форма — «объёмная модель» с одним значением $PV_{bt}$ : годится, если скорость на всём пути близка к оптимальной; иначе интеграл считают по кольцам;
порода однородна; естественные трещины и каверны принимают кислоту быстрее и меняют картину.

Сравните с формулой для сплошного фронта (объём этапа на метр): там в скобках стоит $\phi + (1 - \phi)\,x/X$ — для чистого известняка с 15 %-й кислотой это около 11 объёмов породы, здесь $\phi\,PV_{bt}$ — около десятой доли. Червоточины растворяют на своём пути лишь малую долю породы, поэтому и уходят так далеко.

Есептеу мысалыОбъём кислоты и расход для червоточин на 1,5 м

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт: известняк; интервал 24 м, пористость 0,10, $k$ = 40 мД, $r_w$ = 0,108 м, $r_e$ = 300 м; скин повреждения +6, повреждение — до 0,4 м от оси
Давления: пластовое 30,0 МПа, раскрытие трещины 48,0 МПа, запас 2,0 МПа; вязкость жидкости в пласте перед кислотой около 1,0 мПа·с
Кислота: 15 %-я HCl; опыты на керне при пластовой температуре: $v_{opt}$ = 1,5 см/мин $= 2{,}5\cdot10^{-4}$ м/с, $PV_{bt,opt}$ = 0,7
Цель: червоточины до 1,5 м от оси

Шешім

Предельный расход при скине +6 (формула предельного расхода): $q_{\max} = \dfrac{0{,}536\cdot 40\cdot 24\cdot(46{,}0 - 30{,}0)}{1{,}0\cdot(7{,}929 + 6)} = 591$ м³/сут, или 0,41 м³/мин. Начинаем с 0,40 м³/мин.
Скорость у стенки: $v_i = \dfrac{0{,}40/60}{2\pi\cdot 0{,}108\cdot 24\cdot 0{,}10} = 4{,}093\cdot10^{-3}$ м/с, или 24,6 см/мин — в 16,4 раза выше оптимальной.
Оптимальная скорость держится до $r_{opt} = \dfrac{0{,}40/60}{2\pi\cdot 24\cdot 0{,}10\cdot 2{,}5\cdot10^{-4}} = 1{,}77$ м. Чтобы она держалась до 3 м, понадобилось бы 0,68 м³/мин — больше предельного расхода.
Делим путь на три кольца и берём $PV_{bt}$ при скорости в середине кольца. Кольцо 0,108–0,5 м: середина 0,304 м, $v_i/v_{opt}$ = 5,817, $PV_{bt}$ = 1,259, объём $\pi\cdot0{,}10\cdot(0{,}5^2 - 0{,}108^2)\cdot 1{,}259 = 0{,}094$ м³/м.
Кольцо 0,5–1,0 м: $v_i/v_{opt}$ = 2,358, $PV_{bt}$ = 0,932, объём $\pi\cdot0{,}10\cdot(1{,}0^2 - 0{,}5^2)\cdot 0{,}932 = 0{,}220$ м³/м. Кольцо 1,0–1,5 м: $v_i/v_{opt}$ = 1,415, $PV_{bt}$ = 0,786, объём $\pi\cdot0{,}10\cdot(1{,}5^2 - 1{,}0^2)\cdot 0{,}786 = 0{,}309$ м³/м.
Всего 0,623 м³/м (расчёт с мелкими кольцами даёт 0,620); на интервал $0{,}623\cdot 24 = 15{,}0$ м³ — около 38 мин закачки при 0,40 м³/мин.
Для сравнения — сплошной фронт (кубометр 15 %-й кислоты растворяет 0,0815 м³ кальцита): $r = \sqrt{0{,}108^2 + 0{,}623/\big(\pi\,(0{,}10 + 0{,}90/0{,}0815)\big)} = 0{,}172$ м — лишь 6,4 см за стенку.
Червоточины прошли повреждённое кольцо, и скин близок к $-\ln(1{,}5/0{,}108) = -2{,}63$ . При той же депрессии продуктивность вырастет в $\dfrac{7{,}179 + 6}{7{,}179 - 2{,}63} = 2{,}90$ раза, где $7{,}179 = \ln(300/0{,}108) - 0{,}75$ .

Жауап: Около 0,623 м³ 15 %-й соляной кислоты на метр (15,0 м³ на интервал) уводят червоточины на 1,5 м; скин снизится с +6 примерно до −2,63, продуктивность вырастет в 2,90 раза.

Бұл нені білдіреді. Половина кислоты расходуется в последнем кольце: объём растёт как квадрат радиуса. Расход решает, куда можно дойти: при 0,2 м³/мин до 1,5 м нужно почти столько же кислоты (0,59 м³/м), но до 3 м — уже 6,8 м³/м: за 0,9 м скорость на фронте падает ниже оптимальной, и чем дальше, тем ближе режим к растворению торца; при 0,4 м³/мин — 2,4 м³/м, при 1,2 м³/мин — 2,9 (такой расход выше предельного для этой скважины даже после обработки — он здесь только для сравнения). Оценка условна: кривая с образцов стандартного размера обычно завышает $PV_{bt}$ для пласта, а зона червоточин проводит не бесконечно хорошо, поэтому скин −2,63 — предел, к которому обработка стремится. Объёмы уточняют по исследованиям после первых обработок. Данные примера условные.

ЕсептеуРадиус фронта червоточин в зависимости от объёма кислоты на метр при трёх расходах в интервал 24 м (модель урока, данные примера; 1,2 м³/мин выше предельного расхода этой скважины и показан для сравнения) и радиус сплошного фронта растворения при том же объёме. При малом расходе червоточины быстро уходят на первый метр и дальше резко замедляются; при большом у стенки больше кислоты уходит на ветвление.

Кислотная ванна: когда червоточины не нужны

Червоточины нужны, когда повреждение лежит в пласте. Корку бурового раствора, цемент и обломки в перфорационных отверстиях — повреждение на самой стенке — кислота, ушедшая червоточинами, лишь обойдёт. Против него работает как раз режим, который в остальном уроке считается ошибкой, — растворение торца. Что растворять, решает состав повреждения: цемент и карбонатный наполнитель корки соляная кислота растворяет, а корку раствора на углеводородной основе кислота не смачивает — её сначала снимают взаимным растворителем. Кислоту ставят против интервала гибкими трубами и оставляют на несколько часов либо подают так медленно, что скорость у стенки много ниже оптимальной. Время стояния ограничивает ингибитор коррозии: чем крепче и горячее кислота, тем меньше часов он защищает трубы. Отработанную кислоту с растворённым железом и взвесью потом вымывают или отбирают, а не оставляют в скважине.

Отклонение кислоты в карбонатах

В песчанике кислота расходуется в первых десятках сантиметров, и проницаемый прослой забирает её лишь пропорционально своей проводимости. В карбонате обратная связь сильнее: кислота, ушедшая в прослой, прокладывает червоточины, его скин становится отрицательным — и он забирает кислоты ещё больше. Хуже всего с естественными трещинами и кавернозными пропластками: они принимают кислоту почти без сопротивления. Поэтому отклонение (acid diversion) в карбонатах — не дополнение, а часть проекта. При общем забойном давлении расход делится между прослоями по их приёмистости:

Доля расхода прослоя при закачке с общим забойным давлением

\frac{q_j}{q} = \frac{k_jh_j\big/\left(\ln(r_e/r_w) + S_j\right)}{\sum_i k_ih_i\big/\left(\ln(r_e/r_w) + S_i\right)}

мұндағы:

$q_j,\ q$ расход в прослой $j$ и общий расход, м³/мин
$k_j,\ h_j$ проницаемость и толщина прослоя, мД, м
$S_j$ скин прослоя: повреждение, червоточины, вал отклонителя, —
$r_e,\ r_w$ радиус области дренирования и радиус скважины, м

Бірліктер: доли; единицы $k$ и $h$ одинаковы для всех прослоев

Мына жағдайда орындалады

установившаяся закачка, как в формуле предельного расхода; пластовое давление и вязкость жидкости в прослоях одинаковы, перетока между прослоями у ствола нет;
вал отклонителя добавляет к скину прослоя $(\mu_{\text{в}}/\mu - 1)\ln(r_{\text{в}}/r_w)$ , где $\mu_{\text{в}}$ и $r_{\text{в}}$ — его кажущаяся вязкость и радиус (скин вязкого отклонителя).

Доля прослоя пропорциональна его проводимости, делённой на сумму логарифма и скина. Снижение скина прослоя с +4 до −2,5 вдвое увеличивает его вес — это и есть обратная связь, которую ломает отклонитель.

Способы отклонения кислоты в карбонатах

Способ: Пакеры, сдвоенный пакер на гибких трубах
Как работает: интервал обрабатывают по частям
Где уместен: обсаженный ствол; дорого и долго

Способ: Шаровые уплотнители
Как работает: шары садятся на принимающие отверстия и закрывают их
Где уместен: обсаженный ствол с перфорацией; нужен расход, прижимающий шары

Способ: Частицы-отклонители
Как работает: корка из частиц на стенке принимающего прослоя: соль, бензойная кислота, разлагающиеся волокна
Где уместен: короткие и средние интервалы; частицы должны потом раствориться

Способ: Самоотклоняющиеся составы
Как работает: вязкость растёт там, где кислота нейтрализуется, — в работающих червоточинах
Где уместен: длинные интервалы, открытый ствол

Способ: Пена
Как работает: в проницаемой и водонасыщенной породе пена прочнее, в нефтенасыщенной разрушается
Где уместен: высокая неоднородность, обводнённые прослои

Способ	Как работает	Где уместен
Пакеры, сдвоенный пакер на гибких трубах	интервал обрабатывают по частям	обсаженный ствол; дорого и долго
Шаровые уплотнители	шары садятся на принимающие отверстия и закрывают их	обсаженный ствол с перфорацией; нужен расход, прижимающий шары
Частицы-отклонители	корка из частиц на стенке принимающего прослоя: соль, бензойная кислота, разлагающиеся волокна	короткие и средние интервалы; частицы должны потом раствориться
Самоотклоняющиеся составы	вязкость растёт там, где кислота нейтрализуется, — в работающих червоточинах	длинные интервалы, открытый ствол
Пена	в проницаемой и водонасыщенной породе пена прочнее, в нефтенасыщенной разрушается	высокая неоднородность, обводнённые прослои

Кроме того, применяют наибольший допустимый расход (все прослои получают кислоту быстрее) и ограниченный вход в горизонтальных стволах (следующий раздел). Отклонитель поднимает давление закачки — этот рост не означает нового повреждения.

Есептеу мысалыКуда уходит кислота: два прослоя без отклонения и с пеной

Бастапқы деректер (шартты)

Интервал 24 м: прослой A — 6 м, 100 мД, скин +4; прослой B — 18 м, 20 мД, скин +8; пористость 0,10, $\ln(r_e/r_w)$ = 7,929
Первая порция кислоты: червоточины в A проходят повреждение, и его скин падает до −2,5; B почти не обработан
Пена: 2,4 м³ (0,1 м³ на метр интервала); кажущаяся вязкость относительно кислоты — 40 в A и 10 в B (принято: пена прочнее в более проницаемой породе)

Шешім

В начале доли пропорциональны $k_jh_j/(\ln(r_e/r_w) + S_j)$ : A — $600/(7{,}929 + 4) = 50{,}30$ , B — $360/(7{,}929 + 8) = 22{,}60$ ; доли 69,0 и 31,0 %. На метр толщины A получает в 6,7 раза больше кислоты.
После первой порции: A — $600/(7{,}929 - 2{,}5) = 110{,}52$ ; доли 83,0 и 17,0 %, на метр A получает уже в 14,6 раза больше.
Пена делится так же: в A 1,99 м³ (0,332 м³ на метр), в B 0,41 м³ (0,0228 м³/м). В A она займёт поры до $\sqrt{0{,}108^2 + 0{,}332/(\pi\cdot 0{,}10)} = 1{,}034$ м, в B — до 0,290 м.
Скин пенного вала: в A $39\ln(1{,}034/0{,}108) = 88{,}1$ , в B $9\ln(0{,}290/0{,}108) = 8{,}89$ .
Следующая порция кислоты: A — $600/(7{,}929 - 2{,}5 + 88{,}1) = 6{,}42$ , B — $360/(7{,}929 + 8 + 8{,}89) = 14{,}51$ ; доли 30,7 и 69,3 %, на метр толщины — 5,12 и 3,85 % расхода.

Жауап: Без отклонения прослой A — четверть толщины интервала — забирает 83,0 % кислоты; за пачкой пены — 30,7 %, и на метр толщины прослои получают почти поровну: 5,12 и 3,85 % расхода.

Бұл нені білдіреді. Решило то, что пена прочнее в проницаемом прослое. Вязкий отклонитель одинаковой вязкости в обоих прослоях (30) тоже вошёл бы в основном в A, но заметно увеличил бы и скин B: доли были бы 51 и 49 %, а на метр A получал бы в 3,1 раза больше. Пена со временем разрушается — особенно в контакте с нефтью, — поэтому кислоту и отклонитель чередуют порциями. Принятые вязкости пены — допущение примера: на деле их подбирают по опытам на керне. Данные примера условные.

ЕсептеуДоля расхода кислоты на метр толщины прослоев A и B из примера: в начале обработки, после того как червоточины прошли повреждение в A, и за пачкой пены. Расчёт по формуле распределения расхода с данными примера.

Почему тогда не всякая обработка без отклонения проваливается? Червоточинам, чтобы пройти неглубокое повреждение, нужно немного кислоты: в условиях примера о расходе фронт доходит до границы повреждения (0,4 м) примерно после 0,06 м³ на метр (раздел для углублённого изучения). Поэтому при умеренной разнице прослоев плотный прослой со временем тоже получает свою долю и очищается. Отклонение решает исход, когда разница велика — трещины, каверны, многократная разница проводимости, — когда интервал длинный и кислоты на метр мало и когда плотному прослою достаётся так мало кислоты, что скорость на его фронте падает в режим растворения торца.

Длинные горизонтальные стволы

Горизонтальный ствол в карбонате длиной в сотни метров и километры ставит три задачи сразу. Кислоты на метр приходится мало: даже 0,25 м³ на метр на километр ствола — 250 м³, целая колонна ёмкостей. Ствол обычно открытый или с нецементированным хвостовиком (варианты заканчивания): затрубье связывает весь интервал, и пакер в колонне ничего не отсечёт. Наконец, кислота, закачанная по насосно-компрессорным трубам (НКТ), первой встречает пятку ствола, а по пути к носку теряет давление на трение (трение вдоль ствола). Без особых мер почти вся кислота уходит в начало ствола и в зоны трещин. Способы доставки:

Закачка по НКТ с отклоняющими составами — дёшево и быстро, но распределение плохо предсказуемо; помогают самоотклоняющиеся кислоты и пена.
Гибкие трубы — кислоту подают против нужного участка, протягивая трубу от носка к пятке, иногда через вращающуюся струйную насадку, которая заодно срывает корку. Расход через гибкие трубы мал, и скорость на фронте червоточин может оказаться ниже оптимальной — поэтому через них часто закачивают эмульгированную кислоту, у которой оптимум ниже.
Хвостовик с ограниченным входом — в нецементированном хвостовике делают немного отверстий, рассчитанных так, чтобы потери давления в них были больше разницы в приёмистости участков (ограниченный вход). Кислоту закачивают по НКТ с большим расходом, и отверстия сами распределяют её вдоль ствола; к носку отверстия располагают чаще, чтобы возместить трение вдоль хвостовика.
Секции с пакерами в затрубье и муфтами — ствол заранее делят набухающими или механическими пакерами, и кислоту закачивают в каждую секцию поочерёдно, открывая муфты сбрасываемыми шарами. Это уже ступенчатая обработка, близкая к многостадийному гидроразрыву (кластеры и ограниченный вход).

Ствол, вскрытый на растворе с карбонатными частицами-кольматантами, покрыт коркой, которую кислота растворяет сама. Но и это работает против равномерности: где корка растворилась первой, туда и уходит остальная кислота. Поэтому корку часто сначала снимают малым объёмом кислоты через гибкие трубы, а потом обрабатывают пласт.

Есептеу мысалыХвостовик с ограниченным входом против открытого хвостовика

Бастапқы деректер (шартты)

Ствол: горизонтальный, 800 м, восемь участков по 100 м; приёмистость участка 0,06 м³/(мин·МПа), участок 3 пересекает зону трещин — 0,50 м³/(мин·МПа)
Закачка: 2,4 м³/мин 15 %-й HCl (1073 кг/м³) по НКТ; кислоты — 0,25 м³ на метр, 200 м³; допустимое превышение давления над пластовым — 10 МПа
Ограниченный вход: на каждом участке 4 отверстия диаметром 6 мм, коэффициент расхода 0,6; трение вдоль хвостовика не учитываем

Шешім

Открытый хвостовик: давление над пластовым $\Delta p = 2{,}4/(7\cdot0{,}06 + 0{,}50) = 2{,}61$ МПа; участок 3 принимает $0{,}50\cdot 2{,}61 = 1{,}305$ м³/мин (54 %), каждый из остальных — 0,157 м³/мин (6,5 %).
Потери в отверстиях участка (формула потерь в отверстиях): $\Delta p_{\text{отв}} = \dfrac{\rho q^2}{2C_d^2 n^2 A^2}$ , $A = \pi\cdot0{,}006^2/4$ ; при расходе в м³/мин и давлении в МПа это $a q^2$ с $a = 32{,}36$ .
Расход участка при давлении в хвостовике $\Delta p_L$ над пластовым: $q = I(\Delta p_L - a q^2)$ , откуда $q = \dfrac{-1 + \sqrt{1 + 4aI^2\Delta p_L}}{2aI}$ . Подбором находим $\Delta p_L$ = 7,20 МПа: обычный участок — $\dfrac{-1 + \sqrt{1 + 4\cdot 32{,}36\cdot 0{,}06^2\cdot 7{,}20}}{2\cdot 32{,}36\cdot 0{,}06} = 0{,}280$ м³/мин, участок 3 — 0,442 м³/мин; проверка: $7\cdot 0{,}280 + 0{,}442 = 2{,}402$ .
Доли: участок 3 — 18,4 %, остальные — по 11,7 %. Потери в отверстиях: обычный участок $32{,}36\cdot 0{,}280^2 = 2{,}54$ МПа, участок 3 — 6,32 МПа.
Кислоты на метр (200 м³): открытый хвостовик — участок 3 получает 1,09 м³/м, остальные — по 0,13; ограниченный вход — 0,37 и 0,23 м³/м.

Жауап: Ограниченный вход снижает долю зоны трещин с 54 до 18,4 %, а каждый обычный участок получает 11,7 % вместо 6,5 %; давление в хвостовике над пластовым — 7,20 МПа вместо 2,61, в пределах допустимых 10 МПа.

Бұл нені білдіреді. Отверстия работают, потому что потери в них растут как квадрат расхода: участок, который пытается принять больше, сам себя «душит». Плата — давление: 7,20 МПа над пластовым вместо 2,61, и запас до давления раскрытия трещины проверяют по каждому участку. По мере обработки приёмистость участков растёт, и ограниченный вход держит распределение, пока потери в отверстиях больше разницы между участками. Трение вдоль хвостовика добавляет расхода участкам у пятки — его учитывают при расстановке отверстий. Данные примера условные.

ЕсептеуДоля расхода кислоты по участкам горизонтального ствола из примера: открытый хвостовик и хвостовик с ограниченным входом (четыре отверстия по 6 мм на участок). Участок 3 пересекает зону трещин.

Нагнетательные скважины, гравийные набивки и трещиноватые пласты

Нагнетательные скважины теряют приёмистость из-за взвеси, нефти, продуктов коррозии и бактерий в закачиваемой воде и солей при смешении вод (повреждение при нагнетании). Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр (приказ Министра энергетики от 15 июня 2018 года № 239) требуют обеспечивать приёмистость нагнетательной скважины по всей заданной толщине — восстанавливать фильтрационные свойства призабойной зоны, а при необходимости улучшать их (п. 248); среди дополнительных мер при неблагоприятных свойствах пласта названа и обработка призабойной зоны кислотами и растворами поверхностно-активных веществ (п. 251). Воду для приготовления закачиваемых растворов кислот и других реагентов берут такую, которая не разрушает реагенты и не даёт с ними осадков, и она должна быть совместима с пластовой водой (п. 253).

Освоения обычно нет. Отработанную кислоту продавливают в пласт закачиваемой водой. В карбонате продукты реакции растворимы, но железо остаётся в растворе и выпадает, когда кислота нейтрализуется вдали от ствола, — стабилизатор железа обязателен. В песчанике отработанную глинокислоту уводят вытесняющей промывкой (вторичные осадки).
Сначала трубы, потом пласт. Водовод и НКТ нагнетательной скважины несут ржавчину и соли; их сначала промывают кислотой с выносом на поверхность, иначе обработка закачает в пласт новое повреждение.
Трещины от холодной воды. Многие нагнетательные скважины работают с раскрытыми трещинами; кислота уйдёт в них, и это уже не матричная обработка. Какие интервалы приняли кислоту, показывают профили приёмистости до и после.
Оценка — по коэффициенту приёмистости и наклону графика Холла: после удачной обработки наклон уменьшается (контроль закачки).

Скважины с гравийной набивкой (устройство набивки) в карбонатах редки — набивку ставят в слабых песчаниках, — но порядок рассуждения тот же: сначала найти, где теряется давление, и лишь потом выбирать раствор. В обсаженной скважине основная часть потерь набивки приходится на перфорационные каналы, заполненные гравием: сечение у них малое, скорость большая, и мелочь или остатки полимера жидкости-носителя в гравии каналов увеличивают эти потери в разы (потери в набивке). Исследование даёт только общий скин; где именно засорение, подсказывают расчётный скин чистой набивки, история скважины — упал ли дебит сразу после намыва или позже, вместе с выносом мелочи, — и пробы, поднятые при промывке. Остатки полимера разрушают окислителями или ферментами, карбонатные отложения — соляной кислотой, глинистую мелочь песчаника — глинокислотой, повреждение пласта за набивкой — кислотой по общим правилам (Кислотные составы и проектирование обработки). Раствор ставят гибкими трубами против интервала, чтобы он омыл место засорения, а не ушёл через первый проницаемый участок. Отклонять кислоту почти нечем: пакеры и шаровые уплотнители через набивку не работают, крупные частицы задержит гравий, — остаются пена, самоотклоняющиеся составы и частицы мельче пор гравия.

Трещиноватые карбонаты. Кислота уходит теми же путями, по которым к скважине идёт нефть, — в несколько раскрытых трещин (типы трещиноватых коллекторов); матрица между ними бывает почти непроницаемой. Расчёт объёма по росту червоточин здесь неприменим: кислота работает на стенках трещин, как при кислотном гидроразрыве (о нём — ниже), только без разрыва породы. Поэтому сначала проверяют, что останется в трещине после травления: растворимость породы в соляной кислоте определяют на шламе или керне, и если нерастворимого остатка — глин, кварца — много, он ляжет в протравленный канал и может его закупорить; тогда в кислоту вводят добавки, удерживающие частицы во взвеси, и скважину осваивают сразу после обработки. Выигрыш у ствола объясняет кубический закон: проводимость трещины растёт как куб раскрытия, и вдвое большее раскрытие даёт восьмикратную проводимость — но лишь там, куда кислота дошла неотработанной. Если же пласт при бурении поглощал раствор, трещины у ствола забиты его твёрдой фазой и цементом: карбонатный наполнитель раствора кислота растворяет, барит — нет, его выносят только промывкой и притоком. И помнят о воде: трещина, связанная с водоносной частью залежи, после обработки пропустит воду так же охотно, как нефть.

Кислотный гидроразрыв или матричная обработка

Матричная обработка карбоната даёт скин до −2…−3: глубже червоточины не уходят, и предел задаёт их длина (пределы снижения скина). В плотном пласте этого мало — нужна трещина. В карбонате её можно получить без проппанта: кислотный гидроразрыв (acid fracturing). Вязкой жидкостью раскрывают трещину, затем закачивают кислоту, которая течёт вдоль стенок и растворяет их неравномерно: где порода чище и проницаемее — глубже, где плотнее — меньше. После снятия давления выступы упираются друг в друга, и между ними остаются открытые каналы. Сколько породы кислота способна снять со стенок, показывает идеальная ширина травления:

Идеальная ширина травления кислотной трещины

w_i = \frac{X\,V}{(1 - \phi)\cdot 2x_f h_f}

мұндағы:

$w_i$ идеальная ширина: объём растворённой породы, распределённый по плоскости трещины, м
$X$ объёмная растворяющая способность кислоты (урок о кислотных составах), м³/м³
$V$ объём кислоты, прореагировавшей в трещине, м³
$\phi$ пористость породы: растворённый минерал занимал долю $(1 - \phi)$ объёма, —
$x_f,\ h_f$ полудлина и высота протравленной трещины; $2x_fh_f$ — площадь плоскости обоих крыльев, м

Бірліктер: СИ

Мына жағдайда орындалады

вся кислота прореагировала на стенках в пределах трещины — без утечек в пласт и без расхода у ствола; на деле ширина меньше;
травление равномерно; проводимость же создаёт как раз неравномерность, поэтому $w_i$ — мера объёма работы кислоты, а не ширина канала после закрытия.

Даже крупная кислотная обработка снимает со стенок лишь миллиметры породы. Проводимость после закрытия зависит от того, насколько неровно протравлены стенки и выдержат ли выступы давление закрытия; её оценивают по опытам на образцах и экспериментальным корреляциям, учитывающим прочность породы, — например, Нироде и Крука.

Есептеу мысалыСколько породы снимет кислота в трещине

Бастапқы деректер (шартты)

Кислота: 40 м³ 15 %-й HCl; растворяющая способность по кальциту 0,0815 м³/м³
Трещина: полудлина 50 м, высота 20 м; известняк, пористость 0,08

Шешім

Объём растворённого кальцита: $0{,}0815\cdot 40 = 3{,}26$ м³; объём породы с порами: $3{,}26/(1 - 0{,}08) = 3{,}543$ м³.
Площадь плоскости трещины (оба крыла): $2\cdot 50\cdot 20 = 2000$ м²; идеальная ширина $w_i = 3{,}543/2000 = 1{,}77$ мм.

Жауап: Если бы вся кислота прореагировала на стенках, она сняла бы слой общей толщиной около 1,77 мм — меньше чем по миллиметру с каждой стенки.

Бұл нені білдіреді. На деле значительная часть кислоты уходит в пласт с утечками — тем быстрее, что из стенок трещины растут червоточины, — и расходуется у ствола; поэтому протравленная длина короче созданной, особенно в горячих пластах. Чтобы кислота дошла дальше, применяют загущённые, эмульгированные и самоотклоняющиеся кислоты и чередуют кислоту с вязкой жидкостью, снижающей утечки (утечки жидкости разрыва). Данные примера условные.

Матричная обработка, кислотный гидроразрыв или гидроразрыв с проппантом

Условие: Проницаемость
Матричная: средняя и высокая
Кислотный ГРП: низкая
ГРП с проппантом: низкая

Условие: Порода
Матричная: любой карбонат
Кислотный ГРП: прочная, неоднородная
ГРП с проппантом: любая, в том числе мягкий мел

Условие: Вода или газ рядом
Матричная: допустимо
Кислотный ГРП: опасно: трещина дойдёт
ГРП с проппантом: опасно: трещина дойдёт

Условие: Ожидаемый скин
Матричная: до −2…−3
Кислотный ГРП: −3…−5
ГРП с проппантом: −3…−6

Условие: Сложность и цена
Матричная: низкие
Кислотный ГРП: средние
ГРП с проппантом: высокие

Условие	Матричная	Кислотный ГРП	ГРП с проппантом
Проницаемость	средняя и высокая	низкая	низкая
Порода	любой карбонат	прочная, неоднородная	любая, в том числе мягкий мел
Вода или газ рядом	допустимо	опасно: трещина дойдёт	опасно: трещина дойдёт
Ожидаемый скин	до −2…−3	−3…−5	−3…−6
Сложность и цена	низкие	средние	высокие

Ориентиры качественные. В мягких породах выступы протравленных стенок сминаются, и трещина без проппанта почти закрывается; в прочных неоднородных известняках кислотный гидроразрыв обходится без проппанта и без риска его выноса. Выбор между трещинами — по расчёту притока и экономике (выбор скважин для гидроразрыва).

Кампании обработок и оценка результата

Одиночная обработка мало чему учит: удалась она или нет, причину не отличить от случайности. Поэтому обработки ведут кампаниями — сериями на одном месторождении, где цикл «отбор — диагноз — проект — проведение — оценка» (цикл обработки) повторяется, и каждая следующая работа учитывает опыт предыдущих. Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр требуют выбирать метод воздействия на призабойную зону на основе исследований её состояния, состава пород и жидкостей и систематического обобщения результатов применения методов по скважинам и объекту (п. 315), а комплекс измерений проводить до и после каждого мероприятия — обработки призабойной зоны, гидроразрыва и других (п. 336). К капитальному и текущему ремонту скважин такие работы правила не относят (п. 320).

Для оценки каждой работы собирают: дебит, обводнённость и забойное давление до и после, скин по исследованиям, запись закачки — расходы, давления, кажущийся скин (оценка во время закачки) — и затраты. Главное — с чем сравнивать дебит после обработки. Без обработки скважина тоже не стояла бы на месте: её дебит падал. А после обработки он падает быстрее, потому что скважина быстрее отбирает ту же нефть (ускорение добычи). Поэтому прирост считают против падающей базы — прогноза добычи без обработки:

Дополнительная добыча за период против падающей базы

\Delta N_T = \frac{q_2\left(1 - e^{-a_2T}\right)}{a_2} - \frac{q_1\left(1 - e^{-a_1T}\right)}{a_1},\qquad a_2 = a_1\,\frac{X + S_1}{X + S_2}

мұндағы:

$\Delta N_T$ дополнительная добыча за период $T$ , м³
$q_1,\ q_2$ дебит до обработки и сразу после неё, м³/год
$a_1,\ a_2$ темп экспоненциального падения дебита без обработки и после неё, 1/год
$X,\ S_1,\ S_2$ логарифмический член $\ln(r_e/r_w) - 3/4$ , как в уроке Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин (не растворяющая способность $X$ из раздела о кислотном гидроразрыве), и скины до и после, —
$T$ период оценки, год

Бірліктер: согласованные единицы: дебит и темп падения в одних единицах времени

Мына жағдайда орындалады

замкнутая область дренирования без поддержки давления, постоянное забойное давление (депрессия убывает вместе с пластовым давлением): падение экспоненциальное, а его темп пропорционален продуктивности;
при поддержке давления закачкой прирост держится дольше, и формула его занижает; при обводнении после обработки — завышает.

Первое слагаемое — добыча обработанной скважины, второе — добыча той же скважины без обработки. Если сравнивать с постоянным дебитом до обработки и не учитывать ускоренного падения после неё, годовой прирост получается завышенным.

Кампания: исходные данные по скважинам

Скважина: 1
$kh$ , мД·м: 400
Скин до → после: 9 → 1
Затраты, тыс. долл.: 95

Скважина: 2
$kh$ , мД·м: 150
Скин до → после: 12 → 11
Затраты, тыс. долл.: 90

Скважина: 3
$kh$ , мД·м: 600
Скин до → после: 3 → 2,9
Затраты, тыс. долл.: 100

Скважина: 4
$kh$ , мД·м: 300
Скин до → после: 8 → 0
Затраты, тыс. долл.: 95

Скважина: 5
$kh$ , мД·м: 350
Скин до → после: 10 → −1,5
Затраты, тыс. долл.: 120

Скважина: 6
$kh$ , мД·м: 200
Скин до → после: 7 → −2
Затраты, тыс. долл.: 115

Скважина: 7
$kh$ , мД·м: 500
Скин до → после: 6 → −2,5
Затраты, тыс. долл.: 125

Скважина: 8
$kh$ , мД·м: 120
Скин до → после: 11 → −1
Затраты, тыс. долл.: 110

Скважина	$kh$ , мД·м	Скин до → после	Затраты, тыс. долл.
1	400	9 → 1	95
2	150	12 → 11	90
3	600	3 → 2,9	100
4	300	8 → 0	95
5	350	10 → −1,5	120
6	200	7 → −2	115
7	500	6 → −2,5	125
8	120	11 → −1	110

Скважины 1–4 обработаны первой технологией: кислота по НКТ без отклонения. Скважины 5–8 — после разбора первых работ: отбор по разложению скина, пена и предельный расход. Скины — по исследованиям до обработки и после освоения. Данные условные.

Есептеу мысалыОценка кампании из восьми обработок

Бастапқы деректер (шартты)

Скважины: карбонатный пласт; скины и затраты — в таблице выше
Общие данные: депрессия в момент обработки 5,0 МПа, $\mu$ = 1,2 мПа·с, $B$ = 1,3; $X = \ln(300/0{,}108) - 0{,}75 = 7{,}179$
Падение: без обработки — 0,25 1/год; после — во столько раз быстрее, во сколько выросла продуктивность
Цена: чистый доход 251,6 долл. с кубометра нефти — учебная цена примера о приросте

Шешім

Скважина 1: $q_1 = \dfrac{0{,}536\cdot 400\cdot 5{,}0}{1{,}2\cdot 1{,}3\cdot(7{,}179 + 9)} = 42{,}5$ м³/сут; после обработки (скин 1,0) $q_2 = 84{,}0$ м³/сут. Кратность $F = \dfrac{7{,}179 + 9}{7{,}179 + 1} = 1{,}978$ , темп падения после обработки $0{,}25\cdot 1{,}978 = 0{,}4945$ 1/год.
Добыча за год без обработки: $42{,}5\cdot 365\cdot\dfrac{1 - e^{-0{,}25}}{0{,}25} = 13\,725$ м³; с обработкой: $84{,}0\cdot 365\cdot\dfrac{1 - e^{-0{,}4945}}{0{,}4945} = 24\,188$ м³; прирост — 10 463 м³.
Без учёта падения прирост был бы $(84{,}0 - 42{,}5)\cdot 365 = 15\,148$ м³ — на 45 % больше.
В первые дни прирост приносит $(84{,}0 - 42{,}5)\cdot 251{,}6/1000 = 10{,}44$ тыс. долл. в сутки, и 95 тыс. долл. затрат возвращаются примерно за 9 сут.
Так же по всем скважинам (таблица ниже): обработки 2 и 3 за год не окупились. В первой половине кампании успешны 2 из 4 работ, во второй — 4 из 4. Прирост за год — 20 350 и 57 553 м³ при затратах 380 и 470 тыс. долл., то есть 18,7 и 8,2 долл. на кубометр прироста.
Вся кампания: 6 успешных работ из 8, прирост 77 903 м³, затраты 10,9 долл. на кубометр (1,73 долл. на баррель). Скважина 7 даёт 35 % всего прироста.

Жауап: Кампания окупилась многократно: 77 903 м³ дополнительной нефти за год при 10,9 долл. затрат на кубометр. Вторая половина дала в 2,8 раза больше нефти, чем первая, при затратах на кубометр в 2,3 раза меньше.

Бұл нені білдіреді. Две неудачи первой половины — разные. В скважине 2 кислота ушла в обводнённый проницаемый прослой: скин почти не изменился. В скважине 3 повреждения почти не было — большую часть скина давали псевдоскины вскрытия, а их кислота не устраняет. Обе причины устраняются отбором и отклонением, что и сделали во второй половине. Средние по кампании скрывают разброс: одна скважина 7 дала около трети прироста, поэтому смотрят и на долю успешных работ, и на каждую неудачу. Модель падения верна для замкнутого объёма без поддержки давления; при заводнении прирост держится дольше. Данные примера условные.

Кампания: результаты за год

Скважина: 1
Дебит до → после, м³/сут: 42,5 → 84,0
Прирост за год, м³: 10 463
Окупаемость: 9 сут

Скважина: 2
Дебит до → после, м³/сут: 13,4 → 14,2
Прирост за год, м³: 228
Окупаемость: больше года

Скважина: 3
Дебит до → после, м³/сут: 101,3 → 102,3
Прирост за год, м³: 283
Окупаемость: больше года

Скважина: 4
Дебит до → после, м³/сут: 34,0 → 71,8
Прирост за год, м³: 9376
Окупаемость: 10 сут

Скважина: 5
Дебит до → после, м³/сут: 35,0 → 105,9
Прирост за год, м³: 15 816
Окупаемость: 7 сут

Скважина: 6
Дебит до → после, м³/сут: 24,2 → 66,3
Прирост за год, м³: 9708
Окупаемость: 11 сут

Скважина: 7
Дебит до → после, м³/сут: 65,2 → 183,6
Прирост за год, м³: 27 047
Окупаемость: 4 сут

Скважина: 8
Дебит до → после, м³/сут: 11,3 → 33,4
Прирост за год, м³: 4982
Окупаемость: 20 сут

Скважина	Дебит до → после, м³/сут	Прирост за год, м³	Окупаемость
1	42,5 → 84,0	10 463	9 сут
2	13,4 → 14,2	228	больше года
3	101,3 → 102,3	283	больше года
4	34,0 → 71,8	9376	10 сут
5	35,0 → 105,9	15 816	7 сут
6	24,2 → 66,3	9708	11 сут
7	65,2 → 183,6	27 047	4 сут
8	11,3 → 33,4	4982	20 сут

Прирост — против падающей базы, по формуле выше; окупаемость — время, за которое доход от прироста при 251,6 долл./м³ возвращает затраты. Округлённые значения из таблицы и дают суммы примера.

ЕсептеуСкин скважин кампании до и после обработки: светлый кружок — до, тёмный — после. Оранжевым выделены обработки, не окупившиеся за год. Вторая технология (скважины 5–8) снижает скин заметно ниже нуля.

Кислоты, давление и сероводород

Правила обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности (приказ Министра по инвестициям и развитию от 30 декабря 2014 года № 355) требуют проводить интенсификацию по плану организации работ (п. 733), указывать в нём реагенты, их предельно допустимые концентрации и класс опасности (п. 734), не обрабатывать призабойную зону скважин с негерметичными устьевым оборудованием и колоннами, заколонными перетоками и межколонным давлением (п. 736), опрессовывать линии (п. 737), устанавливать опасную зону радиусом не менее 50 м (п. 739), при гидрокислотных разрывах применять ингибиторы коррозии (п. 760), обеспечивать персонал средствами защиты и контролировать воздух рабочей зоны (п. 761). Описание в уроке учебное, а не порядок работ: обработки ведут обученные бригады по утверждённым планам.

Терминдер мен белгілер

Червоточина: тонкий ветвящийся канал, который кислота прокладывает в карбонате, растворяя породу вдоль самых проводящих пор.
Поровые объёмы до прорыва $PV_{bt}$: объём кислоты до выхода червоточины из образца, делённый на его поровый объём; мера эффективности кислоты.
Оптимальная скорость $v_{opt}$: скорость в порах, при которой $PV_{bt}$ наименьший: растёт одна доминирующая червоточина.
Скорость в порах $v_i$: расход, делённый на площадь сечения потока и пористость; в скважине падает обратно пропорционально расстоянию от оси.
Число Дамкёлера $Da$: отношение скорости расходования кислоты на стенках к скорости её подачи; оптимум растворения — около 0,29.
Эмульгированная кислота: кислота, диспергированная в нефтяной фазе; реагирует медленнее, её оптимальная скорость ниже.
Шаровые уплотнители: шары, которые закачивают с кислотой: они садятся на принимающие отверстия и отклоняют поток в другие.
Ограниченный вход: малое число отверстий, потери давления в которых выравнивают расход между участками.
Кислотная ванна: кислота, поставленная против интервала без закачки или с очень малым расходом, чтобы растворить корку и цемент на стенке.
Кислотный гидроразрыв: трещина в карбонате, проводимость которой создаёт неравномерное травление стенок кислотой, без проппанта.
Падающая база: прогноз добычи скважины без обработки; дополнительную добычу считают как разность с ним.

Жиі қателіктер

Қате

«Чем медленнее закачиваем кислоту, тем лучше она прореагирует и тем глубже обработка».

Шын мәнінде

В карбонате при малой скорости кислота успевает прореагировать у стенки и растворяет её сплошным фронтом — это самый расточительный режим. Медленно ставят только кислотные ванны, когда повреждение на самой стенке.

Қате

«Объём кислоты для известняка считаем по растворяющей способности, как для песчаника».

Шын мәнінде

Червоточины растворяют лишь малую долю породы на своём пути: в примере урока сплошной фронт той же кислотой дошёл бы до 0,17 м вместо 1,5 м. Объём считают по кривой эффективности и скорости на фронте.

Қате

«Скин после обработки отрицательный — значит, кислоты хватило на весь интервал».

Шын мәнінде

Средний скин может быть отрицательным, когда один проницаемый прослой обработан с избытком, а плотные почти не тронуты. Распределение проверяют профилями притока или приёмистости и проектируют отклонение заранее.

Қате

«Нагнетательную скважину можно обработать, просто закачав кислоту по водоводу».

Шын мәнінде

Водовод и НКТ несут ржавчину и соли; без предварительной промывки с выносом на поверхность кислота закачает их в пласт. Кроме того, кислота уйдёт в трещины, если скважина работает с ними.

Қате

«Кислотный гидроразрыв — более сильная кислотная обработка и годится везде, где матричной мало».

Шын мәнінде

Проводимость кислотной трещины держится только в прочной неоднородной породе; в мягком меле выступы сминаются под давлением закрытия, и нужна трещина с проппантом.

Толық: тереңдетілген

Как червоточины проходят повреждённую зону

Формула объёма на метр — это интеграл по пути фронта. Его можно записать и во времени: фронт движется со скоростью $dr_{wh}/dt = v_{wh}\big(v_i(r_{wh})\big)$ , а за время $dt$ закачивается $q\,dt$ кислоты; так как $q = 2\pi r h\phi v_i$ , то $dV = 2\pi rh\phi\,(v_i/v_{wh})\,dr$ , то есть $dV = 2\pi rh\phi\,PV_{bt}\,dr$ — та же формула. Пока фронт внутри повреждённого кольца, зона червоточин работает как ствол большего радиуса, а остаток кольца ещё сопротивляется. Если считать проводимость зоны червоточин бесконечной, скин складывается из двух частей:

Скин скважины с червоточинами внутри повреждённого кольца

S = \begin{cases} \dfrac{k}{k_d}\ln\dfrac{r_d}{r_{wh}} - \ln\dfrac{r_d}{r_w}, & r_{wh} < r_d\\[2mm] -\ln\dfrac{r_{wh}}{r_w}, & r_{wh} \ge r_d \end{cases}

мұндағы:

$k,\ k_d$ проницаемость пласта и повреждённого кольца, мД
$r_d$ радиус повреждённого кольца, м
$r_{wh},\ r_w$ радиус фронта червоточин и радиус скважины, м

Бірліктер: безразмерная; логарифм натуральный

Мына жағдайда орындалады

зона червоточин проводит бесконечно хорошо, давление в ней равно забойному: скин получается предельным, на деле он несколько выше;
повреждение равномерно в кольце $r_w \ldots r_d$ ; при $r_{wh} = r_w$ формула переходит в формулу Хокинса (Скин-фактор).

Пока фронт не дошёл до $r_d$ , скин падает быстро: сопротивление кольца убывает вместе с его оставшейся толщиной. Дальше скин уменьшается лишь логарифмически.

Есептеу мысалыСколько кислоты нужно, чтобы пройти повреждение

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина и кислота: пример о расходе: интервал 24 м, пористость 0,10, расход 0,40 м³/мин, $v_{opt}$ = 1,5 см/мин, $PV_{bt,opt}$ = 0,7
Повреждение: скин +6 в кольце до 0,4 м: $k/k_d = 1 + 6/\ln(0{,}4/0{,}108) = 5{,}582$

Шешім

Фронт на 0,2 м: кислоты 0,014 м³/м, скин $5{,}582\ln(0{,}4/0{,}2) - \ln(0{,}4/0{,}108) = 2{,}56$ .
Фронт на 0,3 м: 0,035 м³/м, скин 0,30.
Фронт на 0,4 м: 0,061 м³/м, скин $-\ln(0{,}4/0{,}108) = -1{,}31$ — повреждение пройдено; на интервал это $0{,}061\cdot 24 = 1{,}46$ м³, около 4 мин закачки.

Жауап: Червоточины проходят повреждение глубиной 0,3 м за стенкой скважины примерно за 0,061 м³ кислоты на метр — десятую часть объёма всей обработки.

Бұл нені білдіреді. Отсюда два вывода. Первый: даже прослой, которому достаётся малая доля кислоты, при умеренной разнице проводимостей со временем очищается. Второй: основной объём кислоты идёт не на удаление повреждения, а на создание отрицательного скина за его пределами — и именно эту часть сокращают, когда кислоты мало. Данные примера условные.

Почему оптимум сдвигается: температура, замедленные кислоты и масштаб

Число Дамкёлера объясняет, куда смещается оптимум при смене условий. Если для червоточины заданных размеров наилучшее $Da$ одно и то же, то оптимальный расход через неё пропорционален константе растворения: $q_{wh,opt} = \pi d l\kappa/0{,}29$ . Нагрев ускоряет реакцию доломита и доставку кислоты к стенкам у известняка — $\kappa$ растёт, и при том же расходе в скважине режим смещается влево, к коническим каналам и растворению торца. Эмульгированная кислота, наоборот, медленнее доходит до стенки: $\kappa$ меньше, оптимум сдвигается к малым скоростям — поэтому её выбирают для горячих пластов, длинных интервалов и закачки через гибкие трубы.

Второй сдвиг — масштабный. В опыте на керне червоточина растёт в узком цилиндре и быстро выходит на его торец; в пласте фронт многих червоточин соревнуется, и по мере роста ведущие каналы забирают поток у отстающих. Опыты на образцах разной длины и диаметра показывают, что с ростом образца и оптимальная скорость, и $PV_{bt}$ уменьшаются. Существуют модели, переносящие лабораторную кривую на скважину с учётом этого эффекта, но надёжнее всего — калибровка по результатам первых обработок на месторождении: по скину после освоения находят, какой радиус червоточин был достигнут при закачанном объёме.

Басқа тақырыптармен байланыс

Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин — что кислота делает в песчанике и карбонате, экономика обработки и выбор скважин-кандидатов.
Кислотные составы и проектирование обработки — реакции и растворяющая способность, добавки, предельный расход и кажущийся скин.
Карбонатные осадки, обстановки и пористость карбонатов — карбонатные коллекторы, их пустоты и подсолевые постройки Прикаспия.
Горизонтальные скважины — заканчивание горизонтальных стволов и трение вдоль ствола.
Доставка перфораторов и технология работ — потери давления в отверстиях и ограниченный вход.
Системы закачки воды — качество закачиваемой воды, приёмистость и график Холла.
Источники повреждения пласта — повреждения при бурении, добыче и нагнетании.
Трещины и трещиноватые коллекторы — естественные трещины и трещиноватые коллекторы.
Жидкости разрыва и гидроразрыв с остановкой роста трещины — жидкости разрыва, утечки и вязкоупругие ПАВ.
Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин — когда вместо кислоты нужна трещина.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Опыты на керне известняка с соляной кислотой дали $PV_{bt}$ = 9 при 0,3 см/мин и 0,8 при 2 см/мин, а 2 см/мин близко к оптимуму. Что будет, если поднять скорость до 20 см/мин?
1. А. $PV_{bt}$ продолжит падать
2. Б.Червоточины перестанут образовываться
3. В. $PV_{bt}$ вырастет на порядок, как слева от оптимума
4. Г. $PV_{bt}$ вырастет умеренно, примерно вдвое: кислота пойдёт на ветвление
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. $PV_{bt}$ вырастет умеренно, примерно вдвое: кислота пойдёт на ветвление
Справа от оптимума $PV_{bt}$ растёт медленно — по модели урока примерно как $v_i^{1/3}$ : $0{,}8\cdot 10^{1/3} \approx 1{,}7$ . Слева рост крутой: при скорости в 7 раз меньше оптимальной $PV_{bt}$ больше уже в 11 раз. Поэтому ошибиться в сторону большей скорости дешевле.
2
Кислоту закачивают с расходом 0,6 м³/мин в интервал 30 м, пористость 0,12; оптимальная скорость по керну 1,0 см/мин. До какого радиуса скорость на фронте червоточин не ниже оптимальной? Какой расход нужен, чтобы держать её до 4 м?
Жауабын көрсету
$v_{opt} = 1{,}0$ см/мин $= 1{,}667\cdot10^{-4}$ м/с; знаменатель $2\pi\cdot 30\cdot 0{,}12\cdot 1{,}667\cdot10^{-4} = 3{,}770\cdot10^{-3}$ м²/с, и $r_{opt} = (0{,}6/60)/(3{,}770\cdot10^{-3}) \approx 2{,}65$ м. Для 4 м: $q = 2\pi\cdot 4\cdot 30\cdot 0{,}12\cdot 1{,}667\cdot10^{-4}\cdot 60 \approx 0{,}90$ м³/мин — в полтора раза больше. Если давление разрыва не позволяет, дальше 2,65 м червоточины пойдут медленнее оптимального, и кислоты на метр понадобится больше; выход — замедленная кислота с меньшей оптимальной скоростью.
3
Открытый горизонтальный ствол 1200 м в карбонате с хвостовиком без цемента пересекает зону трещин. Какой способ распределения кислоты здесь разумнее всего?
1. А.Пакер в колонне над интервалом
2. Б.Снизить расход, чтобы кислота лучше распределилась
3. В.Хвостовик с ограниченным входом, самоотклоняющиеся составы или подача гибкими трубами
4. Г.Шаровые уплотнители
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Хвостовик с ограниченным входом, самоотклоняющиеся составы или подача гибкими трубами
Шарам не на что садиться — отверстий перфорации нет, а пакер в колонне не отсекает затрубье хвостовика. Работают способы, которые действуют внутри ствола: ограниченный вход распределяет расход потерями в отверстиях, самоотклоняющиеся составы загустевают в принимающих участках, гибкие трубы подают кислоту против нужного места. Снижение расхода сделает только хуже: кислота перейдёт в режим растворения торца, а трещины по-прежнему заберут большую её часть.
4
Интервал состоит из прослоя A (4 м, 300 мД, скин +2) и прослоя B (16 м, 15 мД, скин +6); $\ln(r_e/r_w) = 8$ . Какую долю кислоты получит каждый прослой в начале закачки и во сколько раз больше на метр толщины получает A?
Жауабын көрсету
Веса: A — $1200/(8 + 2) = 120$ , B — $240/(8 + 6) \approx 17{,}1$ . Доли: A — $120/137{,}1 \approx 87{,}5$ %, B — 12,5 %. На метр: A — 21,9 %/м, B — 0,78 %/м, в 28 раз меньше. Прослой B, в котором 80 % толщины, почти не получит кислоты, а когда червоточины снизят скин A, его доля станет ещё больше; нужно отклонение.
5
После обработки дебит скважины вырос с 30 до 66 м³/сут (продуктивность — в 2,2 раза). Без обработки дебит падал бы с темпом 0,20 1/год; после обработки темп растёт пропорционально продуктивности. Какой прирост за год и насколько его завысит сравнение с дебитом до обработки?
Жауабын көрсету
Темп после обработки $0{,}20\cdot 2{,}2 = 0{,}44$ 1/год. С обработкой: $66\cdot 365\cdot(1 - e^{-0{,}44})/0{,}44 \approx 19\,490$ м³; без неё: $30\cdot 365\cdot(1 - e^{-0{,}20})/0{,}20 \approx 9\,920$ м³. Прирост около 9 570 м³. Сравнение « $(66 - 30)\cdot 365 = 13\,140$ м³» завышает его примерно на 37 %: оно не учитывает ни падения базы, ни ускоренного падения обработанной скважины.
6
В какой породе кислотный гидроразрыв скорее всего не даст долговременной проводимости?
1. А.Прочный неоднородный известняк
2. Б.Трещиноватый известняк
3. В.Мягкий мел с высокой пористостью
4. Г.Доломит с кавернами
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Мягкий мел с высокой пористостью
Проводимость кислотной трещины держат выступы неравномерно протравленных стенок. В мягком меле они сминаются под давлением закрытия, и трещина почти закрывается — здесь нужен гидроразрыв с проппантом. В прочных неоднородных карбонатах выступы держат нагрузку.

Жаңартылған: 28 октября 2026 г.