Источники повреждения пласта

Қысқаша негізгісі

Почти любая операция может повредить пласт, и у каждой свой «почерк»: бурение — корка и зона проникновения фильтрата (сантиметры — десятки сантиметров), цементирование — щелочной фильтрат, перфорация — уплотнённая зона и обломки в каналах, добыча — мелкие частицы, соли, парафины и асфальтены, которые накапливаются со временем, нагнетание — взвесь и несовместимые воды, ремонт — твёрдая фаза жидкости глушения в каналах.
Коэффициент восстановления проницаемости на керне — среднее по длине образца. Если потеря сосредоточена в первом сантиметре, местная проницаемость там во много раз ниже, а скин считают по кольцам: тонкая сильно повреждённая зона плюс зона фильтрата.
Мелкие частицы срываются, когда скорость смачивающей их фазы — обычно воды — превышает критическую. В перфорированной скважине поток входит через стенки каналов, площадь которых бывает в разы меньше стенки открытого ствола, поэтому критический дебит ниже. Безводная нефть частицы почти не трогает.
Индекс насыщения $\mathrm{SI} = \lg(\text{ПА}/K_{sp})$ , где ПА — произведение активностей ионов, $K_{sp}$ — произведение растворимости: при SI > 0 раствор пересыщен и соль может выпасть. При смешении бариевой пластовой воды с сульфатной закачиваемой индекс наибольший при равных долях, а масса осадка обычно — при малой доле закачиваемой воды, то есть сразу после её прорыва.
Чистота жидкостей решает многое: кубометры «грязной» жидкости глушения приносят в каналы килограммы твёрдой фазы — объём, сравнимый с объёмом самих каналов.
Источник повреждения находят по совокупности признаков: когда упала продуктивность и после какой операции, что показали отложения, воды и керн, растёт ли спад с дебитом.

Негізгі қатынастар

\dfrac{L}{R} = \sum_i \dfrac{L_i}{R_i}

коэффициент восстановления образца из участков, работающих последовательно

S_d = \sum_i \left(\dfrac{1}{R_i} - 1\right)\ln\dfrac{r_i}{r_{i-1}}

скин повреждения по кольцам с коэффициентами восстановления $R_i = k_i/k$ , $r_0 = r_w$

q_{\text{кр}} = u_{\text{кр}}\,A_{\text{пр}}

критический расход воды на метр: площадь притока $2\pi r_w$ в открытом стволе или $n\pi d l$ у перфорационных каналов

\mathrm{SI} = \lg\dfrac{\gamma_{\text{Ba}}[\mathrm{Ba^{2+}}]\,\gamma_{\text{SO}_4}[\mathrm{SO_4^{2-}}]}{K_{sp}}

индекс насыщения сульфата бария

Жиі қателіктер

Переносить коэффициент восстановления проницаемости, измеренный на коротком образце, на всю зону проникновения фильтрата.
Оценивать опасность выноса мелких частиц по дебиту нефти: важна скорость воды, и после её прорыва тот же дебит жидкости может стать «закритическим».
Считать, что SI > 0 означает немедленное выпадение соли, и, наоборот, что раз отложений нет в трубах, их нет и в пласте.
Глушить скважину нефильтрованной жидкостью из немытых ёмкостей и закачивать растворы через старые НКТ без предварительной очистки.
Принимать за повреждение то, что им не является: истощение, выделение газа у ствола, неполное вскрытие.

Сабақтан кейін сіз

перечислить для бурения, цементирования, перфорации, добычи, нагнетания, глушения и ремонта главные механизмы повреждения, его типичную глубину и признаки;
перевести коэффициент восстановления проницаемости, измеренный на керне, в скин повреждения с учётом того, где в образце сосредоточена потеря и как глубоко в пласт ушёл фильтрат;
оценить критический дебит по выносу мелких частиц для открытого ствола и перфорированной колонны и объяснить, почему вынос часто начинается после прорыва воды;
рассчитать индекс насыщения сульфата бария и массу осадка, который может выпасть при смешении пластовой и закачиваемой воды;
оценить, сколько твёрдой фазы приносит в перфорационные каналы жидкость глушения, и выбрать меры предупреждения;
построить диагноз по истории скважины, лабораторным испытаниям, анализу отложений и вод и выбрать меры предупреждения для каждой операции.

Повреждение на каждом этапе жизни скважины

Механизмы, которыми порода теряет проницаемость, — закупорка каналов частицами, набухание и перенос глин, осадки солей и органических веществ, водяная и эмульсионная блокады — разобраны в уроке о повреждении пласта. Там же показано, как повреждение выражают скином. Этот урок отвечает на другой вопрос: где и когда возникает повреждение. От ответа зависит, чем его лечить и как не создать снова.

Источники повреждения по операциям

Операция: Бурение и вскрытие пласта
Главные механизмы: частицы раствора и шлама; фильтрат: набухание и перенос глин, водяная и эмульсионная блокады, осадки
Глубина: корка — миллиметры и сантиметры; фильтрат — сантиметры и десятки сантиметров
Как проявляется: большой скин с первого исследования

Операция: Цементирование
Главные механизмы: щелочной фильтрат с кальцием; цемент в трещинах
Глубина: сантиметры; в трещинах глубже
Как проявляется: обычно перекрывается перфорацией

Операция: Перфорация
Главные механизмы: уплотнённая зона, обломки в каналах, жидкость ствола в каналах при репрессии
Глубина: около сантиметра вокруг канала
Как проявляется: скин заканчивания, неработающие каналы

Операция: Добыча
Главные механизмы: мелкие частицы, соли, парафины и асфальтены, песок, бактерии
Глубина: у ствола; соли и парафин — глубже
Как проявляется: постепенный спад продуктивности, часто после прорыва воды

Операция: Нагнетание
Главные механизмы: взвесь, нефть, продукты коррозии, бактерии; несовместимые воды
Глубина: стенки ствола и каналов, затем глубже
Как проявляется: падение приёмистости

Операция: Глушение и ремонт
Главные механизмы: твёрдая фаза и полимеры жидкости глушения, мусор из труб, несовместимые рассолы
Глубина: каналы и первые сантиметры
Как проявляется: продуктивность после ремонта ниже, чем до него

Операция: Обработки
Главные механизмы: вторичные осадки, эмульсии, шлам, разрушение цемента породы
Глубина: десятки сантиметров
Как проявляется: обработка не помогла или навредила

Операция	Главные механизмы	Глубина	Как проявляется
Бурение и вскрытие пласта	частицы раствора и шлама; фильтрат: набухание и перенос глин, водяная и эмульсионная блокады, осадки	корка — миллиметры и сантиметры; фильтрат — сантиметры и десятки сантиметров	большой скин с первого исследования
Цементирование	щелочной фильтрат с кальцием; цемент в трещинах	сантиметры; в трещинах глубже	обычно перекрывается перфорацией
Перфорация	уплотнённая зона, обломки в каналах, жидкость ствола в каналах при репрессии	около сантиметра вокруг канала	скин заканчивания, неработающие каналы
Добыча	мелкие частицы, соли, парафины и асфальтены, песок, бактерии	у ствола; соли и парафин — глубже	постепенный спад продуктивности, часто после прорыва воды
Нагнетание	взвесь, нефть, продукты коррозии, бактерии; несовместимые воды	стенки ствола и каналов, затем глубже	падение приёмистости
Глушение и ремонт	твёрдая фаза и полимеры жидкости глушения, мусор из труб, несовместимые рассолы	каналы и первые сантиметры	продуктивность после ремонта ниже, чем до него
Обработки	вторичные осадки, эмульсии, шлам, разрушение цемента породы	десятки сантиметров	обработка не помогла или навредила

Глубины — порядок величины для ориентира; на деле они зависят от породы, жидкостей и режима работ.

Из таблицы следуют два практических вывода. Первый: повреждения от разных операций накладываются — скважина может нести и корку от бурения, и уплотнённую зону вокруг каналов, и соли, выпавшие после прорыва воды. Поэтому измеренный скин раскладывают не только на составляющие (Скин-фактор), но и на источники. Второй: глубина повреждения решает, обойдёт ли его перфорация (Повреждение пласта и скин повреждения) и сколько раствора понадобится, чтобы его удалить (Кислотные составы и проектирование обработки).

Бурение и вскрытие пласта: частицы, фильтрат и чувствительные минералы

Пока пласт вскрывают, давление раствора выше пластового. Крупные частицы раствора и шлама задерживаются на стенке и строят внешнюю корку, частицы помельче входят в поры и образуют внутреннюю корку — от миллиметров до нескольких сантиметров вглубь; такое закупоривание пор частицами называют кольматацией. Какие частицы куда попадут, решает их размер по сравнению с поровыми каналами (правило подбора кольматантов). В трещинах и очень проницаемых породах корка не успевает образоваться, и в пласт уходит раствор целиком.

Через корку в пласт идёт фильтрат. Его объём задают свойства корки, репрессия и время, пока ствол открыт: основная часть уходит при циркуляции, когда поток размывает корку (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка). Глубина проникновения зависит от пористости: тот же объём в плотной породе уходит дальше (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка). Вредит фильтрат по-разному:

Набухание глин. Смектит и смешанослойные минералы впитывают воду между слоями и сужают каналы — особенно пресную воду и когда в обменном комплексе натрий (гидратация и набухание глин).
Отрыв и перенос глинистых частиц (диспергирование глин). Когда минерализация воды в порах падает ниже критической, электрическое отталкивание отрывает частицы каолинита и иллита от зёрен, и поток несёт их к узким каналам. Такой «солевой удар» опасен и там, где смектита нет. Щелочной фильтрат (высокий pH) усиливает отрыв.
Водяная блокада. Фильтрат повышает водонасыщенность у ствола, и фазовая проницаемость для нефти и газа падает; в плотных и газовых пластах капиллярные силы удерживают воду месяцами.
Эмульсии и смена смачиваемости. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) растворов на углеводородной основе (Растворы на углеводородной основе) и смешение фильтрата с нефтью дают вязкие эмульсии; ПАВ, адсорбированные на зёрнах, делают породу гидрофобной.
Осадки. Фильтрат может быть несовместим с пластовой водой: карбонаты и сульфаты фильтрата вместе с кальцием, барием и стронцием пластовой воды дают нерастворимые соли.
Полимеры. Крупные молекулы загустителей адсорбируются на стенках пор и остаются в каналах плёнками и сгустками.

Чувствительность породы: что её тревожит и как это проверяют

Что меняется: Растёт скорость потока
Что происходит: частицы срываются и забивают каналы
Что чувствительно: каолинит, иллит, мелкие обломки
Как проверяют на керне: ступенями расхода — критическая скорость

Что меняется: Падает минерализация воды
Что происходит: набухание, отрыв частиц
Что чувствительно: смектит, смешанослойные, каолинит
Как проверяют на керне: ступенями солёности — критическая концентрация соли

Что меняется: Растёт pH (цемент, щёлочь)
Что происходит: отрыв частиц, растворение кремнезёма, осадки
Что чувствительно: глины, кварцевая пыль
Как проверяют на керне: прокачкой щелочного раствора

Что меняется: Кислота
Что происходит: выщелачивание минералов, железо в растворе, ослабление цемента породы
Что чувствительно: хлорит, цеолиты, карбонатный цемент
Как проверяют на керне: прокачкой кислоты и анализом отработанного раствора

Что меняется	Что происходит	Что чувствительно	Как проверяют на керне
Растёт скорость потока	частицы срываются и забивают каналы	каолинит, иллит, мелкие обломки	ступенями расхода — критическая скорость
Падает минерализация воды	набухание, отрыв частиц	смектит, смешанослойные, каолинит	ступенями солёности — критическая концентрация соли
Растёт pH (цемент, щёлочь)	отрыв частиц, растворение кремнезёма, осадки	глины, кварцевая пыль	прокачкой щелочного раствора
Кислота	выщелачивание минералов, железо в растворе, ослабление цемента породы	хлорит, цеолиты, карбонатный цемент	прокачкой кислоты и анализом отработанного раствора

Испытания ведут при пластовой температуре и сравнивают проницаемость до и после каждого шага. Минеральный состав и форму нахождения глин определяют заранее (глинистые минералы коллекторов).

Предупреждают это повреждение выбором раствора и режима вскрытия: малая репрессия в пределах, допустимых правилами контроля скважины; короткое время, пока пласт открыт; раствор для вскрытия с кольматантами, растворимыми в кислоте или воде; фильтрат, совместимый с глинами и пластовой водой, — с калием или аммонием, достаточной минерализации (ингибирующие растворы); там, где позволяют устойчивость ствола и контроль скважины, — бурение на депрессии. Раствор выбирают вместе с конструкцией забоя (Повреждение пласта и скин повреждения).

Лабораторные испытания: от керна к скину

Лабораторные испытания отвечают на два вопроса: повредит ли пласт данная жидкость и насколько. Главное из них — испытание на коэффициент восстановления проницаемости (return permeability): образец керна сначала прокачивают пластовым флюидом, затем подвергают воздействию испытуемой жидкости и снова прокачивают в направлении притока.

Как ставят испытание (в общих чертах)

1
Образец
керн пласта, подготовленный к пластовым условиям: насыщенность, обжатие, температура.
2
Начальная проницаемость
по пластовой нефти или воде в направлении притока к скважине.
3
Воздействие
испытуемую жидкость подают к торцу образца с репрессией, как в скважине, — неподвижной или с потоком вдоль торца, — на время, сравнимое со скважинным.
4
Обратная прокачка
снова пластовым флюидом в направлении притока, ступенями расхода; записывают и давление, при котором корка начинает отходить.
5
Результат и разбор
отношение конечной проницаемости к начальной — коэффициент восстановления; датчики давления вдоль образца показывают, на каком участке потеря; образец режут и изучают под микроскопом.

Коэффициент восстановления — среднее по длине образца, а повреждение обычно сидит у торца, на который действовала жидкость. Участки образца работают последовательно, как слои при потоке поперёк напластования (Проницаемость горных пород), поэтому общий коэффициент — их среднее гармоническое с весами длин:

Коэффициент восстановления образца из нескольких участков

\frac{L}{R} = \sum_i \frac{L_i}{R_i},\qquad R_i = \frac{k_i^{\text{после}}}{k_i^{\text{до}}}

мұндағы:

$R$ коэффициент восстановления проницаемости всего образца, доли единицы
$L,\ L_i$ длина образца и длина $i$ -го участка между датчиками давления, мм
$R_i$ коэффициент восстановления $i$ -го участка, доли единицы
$k_i^{\text{до}},\ k_i^{\text{после}}$ проницаемость участка до и после воздействия жидкости, мД

Бірліктер: любые согласованные: длины в одних единицах

Мына жағдайда орындалады

поток одномерный, участки работают последовательно;
исходная проницаемость одинакова по всей длине образца; иначе участки взвешивают не по длине $L_i$ , а по $L_i/k_i^{\text{до}}$ ;
проницаемость до и после измерена одним флюидом при той же насыщенности.

Короткий сильно повреждённый участок даёт непропорционально большую долю сопротивления, но в общем коэффициенте он «разбавлен» длиной образца. Поэтому по одному общему числу нельзя сказать ни где повреждение, ни насколько оно сильно: для перевода в скин нужны участки.

Есептеу мысалыСкин повреждения по испытанию на восстановление проницаемости

Бастапқы деректер (шартты)

Образец керна: длина 50 мм; датчик давления в 10 мм от торца, на который действовал раствор
Коэффициент восстановления по участкам: первые 10 мм — 0,05; остальные 40 мм — 0,88
Скважина (открытый ствол): $r_w = 0{,}108$ м, $r_e = 300$ м, пористость 0,20
Фильтрат, ушедший в пласт за время вскрытия: 35 л на метр толщины; занимает 75 % пор ( $S_{xo} = 0{,}75$ )
Внутренняя корка в пласте: на ту же глубину, что в образце: 10 мм за стенкой

Шешім

Образец в целом: $R = \dfrac{50}{10/0{,}05 + 40/0{,}88} = \dfrac{50}{200 + 45{,}45} = 0{,}204$ — в отчёте это «восстановление 20 %».
Радиус зоны фильтрата по балансу объёмов (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка): $r_{inv} = \sqrt{0{,}108^2 + \dfrac{0{,}035}{\pi\cdot 0{,}20\cdot 0{,}75}} = 0{,}2931$ м — фильтрат ушёл за стенку на 18,5 см.
Скин корки, кольцо от 0,108 до 0,118 м: $S_1 = \left(\dfrac{1}{0{,}05} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}118}{0{,}108} = 19\cdot 0{,}0886 = 1{,}683$ .
Скин зоны фильтрата, кольцо до 0,2931 м: $S_2 = \left(\dfrac{1}{0{,}88} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}2931}{0{,}118} = 0{,}136\cdot 0{,}910 = 0{,}124$ .
Скин повреждения $S_d = 1{,}683 + 0{,}124 = 1{,}81$ . Доля сохранённого дебита (Повреждение пласта и скин повреждения): $X = \ln\dfrac{300}{0{,}108} - 0{,}75 = 7{,}179$ , $\dfrac{X}{X + S_d} = 0{,}80$ .
Для сравнения — два «наивных» прочтения общего коэффициента: перенести 0,204 на всю зону проникновения — $\left(\dfrac{1}{0{,}204} - 1\right)\ln\dfrac{0{,}2931}{0{,}108} = 3{,}9$ ; только на первые 10 мм — 0,35.

Жауап: Скин повреждения — около 1,81: скважина в открытом стволе даёт около 80 % возможного дебита. Наивные прочтения того же испытания дают 3,9 и 0,35.

Бұл нені білдіреді. «Восстановление 20 %» звучит как приговор, но почти вся потеря сидит в первом сантиметре, где проницаемость упала в 20 раз, а дальше фильтрат снизил её лишь на 12 %. Скин получился умеренным, а ошибка «наивных» прочтений — больше чем вдвое в обе стороны. При обсадке и перфорации каналы длиной 0,3 м прошли бы оба кольца (Повреждение пласта и скин повреждения). Глубину внутренней корки в пласте приняли такой же, как в образце: её задают размеры частиц и каналов, а не объём фильтрата; глубину фильтрата проверяют по каротажу сопротивлений с разной глубинностью. Данные примера условные.

Кроме восстановления проницаемости, ставят испытания на совместимость. Жидкости смешивают с пластовой водой и нефтью в разных пропорциях при пластовой температуре и смотрят, не выпадает ли осадок, не образуется ли эмульсия или вязкий шлам; для опытов с нефтью нужна свежая проба, свойства которой не изменились при хранении. Породу проверяют на чувствительность к скорости, солёности, pH и кислоте (таблица в предыдущем разделе). Минеральный состав и расположение глин в порах определяют рентгеновским анализом, в шлифах и под растровым электронным микроскопом.

Цементирование и перфорация

Перед цементированием промывочные и буферные жидкости смывают глинистую корку — иначе цемент плохо сцепится с породой (Первичное цементирование). Без корки фильтрат цементного раствора уходит в пласт свободнее. Он сильно щелочной (pH выше 12) и богат кальцием: диспергирует глины, растворяет часть кремнезёма, а при встрече с пластовой водой из него выпадают карбонат и гидроксид кальция. Водоотдачу цементного раствора ограничивают добавками (Тампонажные цементы и добавки) — прежде всего ради самого цементирования, — поэтому фильтрата немного, и повреждённую им зону обычно проходят перфорационные каналы.

Две ситуации опаснее. В трещиноватом пласте цементный раствор уходит в трещины и перекрывает главные пути притока; такие пласты часто заканчивают открытым стволом или хвостовиком без цементирования (Трещины и трещиноватые коллекторы). Против каверн цементное кольцо получается толстым, каналы теряют длину в цементе, и часть их не доходит до породы (Кумулятивная перфорация).

Перфорация создаёт вокруг каждого канала уплотнённую зону с обломками породы и остатками заряда. Насколько она увеличивает скин, посчитано в уроке Влияние заканчивания на приток, как её очищают депрессией — в уроках Кумулятивная перфорация и Доставка перфораторов и технология работ. Для темы источников повреждения важно другое: при перфорации на репрессии жидкость ствола вместе со своей твёрдой фазой первой входит в свежие каналы. Поэтому перед такой перфорацией скважину заполняют чистой отфильтрованной жидкостью, а лучше перфорируют на депрессии.

Добыча: мелкие частицы, соли и органические отложения

При эксплуатации повреждение обычно нарастает постепенно: продуктивность падает месяцами, часто после какого-то события — прорыва воды, снижения давления, смены режима. Главные источники — мелкие частицы, соли, парафины и асфальтены, песок.

Мелкие частицы (fines) — обломки глинистых минералов, полевых шпатов, кварцевая пыль размером от долей до десятков микрометров — лежат на поверхности зёрен и в порах. Поток тянет их с силой, которая растёт со скоростью; удерживают их электрические и молекулярные силы, зависящие от минерализации и pH воды. Пока скорость мала, частицы на месте. Выше критической скорости (critical velocity) они срываются и застревают в узких каналах, больше всего — у ствола, где скорость наибольшая (миграция мелких частиц).

Частицы обычно смачиваются водой и сидят в водной плёнке, поэтому их двигает поток воды, а не нефти: пока скважина даёт безводную нефть, частицы почти неподвижны, а после прорыва воды тот же дебит жидкости может оказаться выше критического. Критическую скорость измеряют на керне, увеличивая расход ступенями до начала падения проницаемости, и переносят на скважину через площадь, через которую поток входит в ствол:

Критический расход воды на метр интервала

q_{\text{кр}} = u_{\text{кр}}\,A_{\text{пр}},\qquad A_{\text{пр}} = 2\pi r_w\ \ \text{или}\ \ n\,\pi\,d_{\text{к}}\,l_{\text{к}}

мұндағы:

$q_{\text{кр}}$ критический расход воды на метр интервала (в пластовых условиях; для воды почти равен расходу на поверхности), м³/с на м
$u_{\text{кр}}$ критическая скорость фильтрации по испытанию на керне: расход, при котором проницаемость начала падать, делённый на площадь сечения образца, м/с
$A_{\text{пр}}$ площадь, через которую поток входит в скважину, на метр интервала, м²/м
$r_w$ радиус открытого ствола, м
$n$ число перфорационных отверстий на метр, 1/м
$d_{\text{к}},\ l_{\text{к}}$ диаметр и длина канала в породе, м

Бірліктер: СИ; для расхода в м³/сут умножают на 86 400

Мына жағдайда орындалады

приток распределён по площади равномерно; на деле к концам каналов и к немногим открытым каналам он сильнее, и местная скорость выше;
критерий — скорость воды при однофазном течении рассола в опыте; при совместном течении вода занимает лишь часть пор и движется в них быстрее, поэтому допустимый расход воды меньше — оценка оптимистична;
торцы каналов и неработающие каналы не учтены.

В открытом стволе поток входит через всю стенку, в обсаженной скважине — только через стенки каналов. При редкой и короткой перфорации их площадь в разы меньше, и скорость у стенок каналов в разы больше; густая и глубокая перфорация, а тем более трещина гидроразрыва, снижают её. Критический дебит жидкости при обводнённости $\text{WC}$ равен $q_{\text{кр}}h/\text{WC}$ .

Есептеу мысалыКритический дебит по мелким частицам на метр перфорированного интервала

Бастапқы деректер (шартты)

Испытание на критическую скорость: керн диаметром 38 мм насыщен пластовой водой; проницаемость начала падать при расходе 12 см³/мин
Скважина: $r_w = 0{,}108$ м, интервал 12 м; перфорация 12 отверстий на метр, каналы диаметром 10 мм и длиной в породе 0,30 м
План эксплуатации: 90 м³/сут жидкости при обводнённости 50 %

Шешім

Площадь сечения керна $\pi\cdot 3{,}8^2/4 = 11{,}3411$ см²; критическая скорость фильтрации $u_{\text{кр}} = \dfrac{12/60}{11{,}3411} = 0{,}01763$ см/с, то есть 0,1763 мм/с.
Площадь притока на метр: открытый ствол $2\pi\cdot 0{,}108 = 0{,}6786$ м²; стенки каналов $12\cdot\pi\cdot 0{,}010\cdot 0{,}30 = 0{,}1131$ м² — в 6,0 раза меньше.
Критический расход воды на метр: $q = u_{\text{кр}}A\cdot 86\,400$ — для открытого ствола 10,34 м³/сут, для перфорации 1,723 м³/сут.
На интервал 12 м: 124 и 20,68 м³/сут воды.
План: воды $90\cdot 0{,}5 = 45$ м³/сут — в 2,2 раза больше критического расхода для этой перфорации и 36 % критического для открытого ствола.
Критический дебит жидкости при той же перфорации: при обводнённости 50 % — 41 м³/сут, при 20 % — 103 м³/сут.
Перфорация 40 отверстий на метр с каналами 0,45 м: площадь $40\cdot\pi\cdot 0{,}010\cdot 0{,}45 = 0{,}5655$ м²/м, критический расход воды на интервал 103 м³/сут.

Жауап: При 12 отверстиях на метр мелкие частицы начнут двигаться уже при 20,68 м³/сут воды; план в 45 м³/сут выше этого в 2,2 раза. При густой и глубокой перфорации предел 103 м³/сут.

Бұл нені білдіреді. Пока обводнённость была 20 %, тот же дебит жидкости был безопасен; после роста обводнённости он стал «закритическим», и продуктивность начнёт падать без всякой новой операции. Помогают плавный вывод на режим, ограничение отбора воды, большая площадь притока — густая и глубокая перфорация или гидроразрыв. Оценка оптимистична: не учтены более высокая скорость воды при совместном течении и неравномерный приток к каналам. Данные примера условные.

ЕсептеуКритический дебит жидкости по мелким частицам для скважины из примера в зависимости от обводнённости: открытый ствол (серая линия), перфорация 40 отверстий на метр с каналами 0,45 м (штриховая, почти совпадает с открытым стволом) и 12 отверстий на метр с каналами 0,30 м (сплошная бирюзовая). Точка — план: 90 м³/сут при обводнённости 50 %. Расчёт по критической скорости воды, приток к каналам равномерный.

Если расчёт показывает опасность, скважину выводят на режим плавно, ступенями, — частицы выносятся понемногу и не успевают собраться у каналов в пробки; ограничивают отбор воды; увеличивают площадь притока. Стабилизаторы глин закрепляют частицы, но их действие обычно временное. Частицы, которые всё же сорвались, лучше вынести в скважину, чем задержать в порах: фильтры и гравийные набивки подбирают так, чтобы задерживать песок и пропускать мелочь (Методы борьбы с пескопроявлением).

Соли выпадают, когда вода в порах или в стволе становится пересыщенной. Причин три. Падение давления: из воды уходит углекислый газ, растёт pH, и выпадает карбонат кальция. Смешение несовместимых вод: пластовой, богатой барием и стронцием, с закачиваемой, богатой сульфатом. Охлаждение и испарение: у газовых скважин из минерализованной воды выпадает галит. Сероводород даёт с железом сульфиды. Соль забивает поры у ствола и перфорационные каналы, а выше — насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосы и клапаны-отсекатели. Склонность воды к выпадению соли (солеотложение) оценивают индексом насыщения (saturation index, SI):

Индекс насыщения (на примере сульфата бария)

\mathrm{SI} = \lg\frac{\gamma_{\text{Ba}}\,[\mathrm{Ba^{2+}}]\;\gamma_{\text{SO}_4}\,[\mathrm{SO_4^{2-}}]}{K_{sp}}

мұндағы:

$\mathrm{SI}$ индекс насыщения, —
$[\mathrm{Ba^{2+}}],\ [\mathrm{SO_4^{2-}}]$ молярные концентрации ионов бария и сульфата в воде, моль/л
$\gamma_{\text{Ba}},\ \gamma_{\text{SO}_4}$ коэффициенты активности ионов: во сколько раз «эффективная» концентрация меньше фактической, —
$K_{sp}$ произведение растворимости — константа равновесия растворения соли при данных температуре и давлении, (моль/л)²

Бірліктер: концентрации в моль/л; логарифм десятичный

Мына жағдайда орындалады

SI > 0 — вода пересыщена, соль может выпасть; SI < 0 — недонасыщена; SI = 0 — равновесие;
в рассолах коэффициенты активности много меньше единицы; их и $K_{sp}$ при пластовых температуре и давлении рассчитывают по моделям рассолов в специальных программах;
индекс термодинамический: он говорит, может ли соль выпасть, но не как быстро.

Числитель — произведение активностей (ПА), то есть «эффективных» концентраций ионов. Если оно в 10 раз больше произведения растворимости, SI = 1, если в 1000 раз — SI = 3. Для карбоната кальция индекс считают так же, но в него входят pH и содержание растворённого углекислого газа, поэтому он растёт при падении давления.

Сколько соли может выпасть, если смесь дойдёт до равновесия, даёт баланс ионов. Барий и сульфат уходят в осадок поровну, по $x$ моль/л, пока произведение оставшихся концентраций не сравняется с $K'_{sp} = K_{sp}/(\gamma_{\text{Ba}}\gamma_{\text{SO}_4})$ :

Сколько сульфата бария может выпасть из смеси

x = \frac{(a + b) - \sqrt{(a - b)^2 + 4K'_{sp}}}{2}

мұндағы:

$x$ количество сульфата бария, выпадающее из литра смеси, моль/л
$a,\ b$ концентрации $\mathrm{Ba^{2+}}$ и $\mathrm{SO_4^{2-}}$ в смеси до выпадения, моль/л
$K'_{sp}$ произведение растворимости в концентрациях: $K_{sp}$ , делённое на произведение коэффициентов активности, (моль/л)²

Бірліктер: моль/л; масса осадка — $x$ , умноженное на молярную массу сульфата бария (233,4 г/моль)

Мына жағдайда орындалады

смесь дошла до равновесия; другие ионы и осадки не учтены;
коэффициенты активности при выпадении не меняются.

Это меньший корень уравнения $(a - x)(b - x) = K'_{sp}$ . Когда одного иона гораздо больше, чем другого, выпадает почти весь второй: $x \approx \min(a, b)$ .

Есептеу мысалыСклонность к солеотложению при смешении пластовой и закачиваемой воды

Бастапқы деректер (шартты)

Пластовая вода: барий $\mathrm{Ba^{2+}}$ 220 мг/л, сульфата практически нет
Закачиваемая вода: сульфат $\mathrm{SO_4^{2-}}$ 2800 мг/л, бария нет
Константы: $K_{sp} = 1{,}08\cdot 10^{-10}$ (моль/л)² при 25 °C; молярные массы $\mathrm{Ba}$ 137,33, $\mathrm{SO_4}$ 96,06, $\mathrm{BaSO_4}$ 233,38 г/моль; плотность барита 4,48 г/см³
Произведение коэффициентов активности: 0,03 для всех смесей (принято для рассола такой минерализации)
Добывающая скважина: 50 м³/сут воды, из них 10 % — закачиваемая; интервал 12 м, пористость 0,20

Шешім

Смесь с 10 % закачиваемой воды: $[\mathrm{Ba^{2+}}] = 0{,}9\cdot 220/137{,}33 = 1{,}442$ ммоль/л, $[\mathrm{SO_4^{2-}}] = 0{,}1\cdot 2800/96{,}06 = 2{,}915$ ммоль/л.
Произведение активностей: $0{,}03\cdot 1{,}442\cdot 10^{-3}\cdot 2{,}915\cdot 10^{-3} = 1{,}26\cdot 10^{-7}$ ; индекс $\mathrm{SI} = \lg\dfrac{1{,}26\cdot 10^{-7}}{1{,}08\cdot 10^{-10}} = 3{,}07$ .
Сульфата вдвое больше, чем бария, поэтому выпадает почти весь барий: $x = 1{,}439$ ммоль/л, или $1{,}439\cdot 233{,}38 = 336$ г барита на кубометр смеси.
Смесь пополам: SI = 3,51 — больше, но барита в ней меньше, и выпадает лишь 187 г/м³. Больше всего осадка — около 348 г/м³ — при доле закачиваемой воды около 6 %, чуть больше, чем там, где бария и сульфата поровну по молям (5,2 %): небольшой избыток сульфата осаждает и тот барий, который при равенстве остался бы в растворе.
В сутки: $50\cdot 336/1000 = 16{,}8$ кг барита — $16{,}8/4{,}48 = 3{,}75$ л твёрдого вещества, за год 1,37 м³.
Для сравнения: поровый объём кольца радиусом 0,5 м вокруг ствола на 12 м интервала — $\pi(0{,}5^2 - 0{,}108^2)\cdot 0{,}20\cdot 12 = 1{,}80$ м³.

Жауап: Индекс насыщения 3,07: смесь сильно пересыщена, и из каждого кубометра может выпасть до 336 г барита — до 1,37 м³ в год при нынешнем притоке.

Бұл нені білдіреді. Индекс насыщения говорит, насколько сильна «движущая сила», масса осадка — сколько соли вообще может выпасть. Они достигают максимума при разных долях: самая опасная по количеству осадка смесь получается сразу после прорыва закачиваемой воды. Возможный осадок за год сравним с поровым объёмом призабойной зоны, поэтому опасна даже малая его часть, осевшая в пласте у ствола. Растворимость барита растёт с минерализацией и давлением, а по температуре в пресной воде имеет максимум около 100 °C; поэтому константа при 25 °C для пласта с температурой 60–90 °C завышает индекс — оценка с запасом. Данные примера условные.

ЕсептеуМасса сульфата бария, которая может выпасть из кубометра смеси пластовой и закачиваемой воды из примера, в зависимости от доли закачиваемой воды. Подписи у точек — индекс насыщения смеси. Расчёт при 25 °C с постоянным произведением коэффициентов активности.

Где выпадет соль, решает место смешения. В пласте закачиваемая вода вытесняет пластовую фронтом, и смешиваются они лишь в узкой полосе, уходящей от нагнетательной скважины. Когда вода прорвётся к добывающей скважине, потоки разных пропластков — с закачиваемой водой и без неё — смешиваются у самого ствола и в НКТ, и именно там растут отложения. Поэтому ингибиторы солеотложения задавливают в пласт заранее: в концентрациях в единицы и десятки миллионных долей они тормозят зарождение и рост кристаллов и медленно выносятся с водой. Карбонат кальция растворяется соляной кислотой, а сульфат бария в кислоте практически не растворяется: его удаляют комплексообразующими растворами, механически или обходят повторной перфорацией. Отложения сульфатов бария и стронция бывают слаборадиоактивными, и обращаются с ними по правилам радиационной безопасности. Химию попутной воды и её подготовку разбирает тема Попутная вода: состав, очистка и утилизация.

Парафины растворены в нефти при пластовой температуре и выпадают кристаллами, когда она опускается ниже температуры начала кристаллизации парафина (wax appearance temperature, WAT). Обычно это случается в НКТ и выкидных линиях, но и в пласте у ствола — если его охладить закачкой холодной воды или промывочных жидкостей. Пример — месторождение Узень на Мангышлаке: нефть там высокопарафинистая (по исследованиям 2020-х годов — около 17–19 % парафина по массе), десятилетия закачки холодной воды понизили пластовую температуру, и теперь температура начала кристаллизации парафина сопоставима с текущей пластовой, так что парафин может выпадать уже в пласте и призабойной зоне. Парафин удаляют горячей нефтью и растворителями, а предупреждают поддержанием температуры и ингибиторами.

Асфальтены — тяжёлые полярные компоненты нефти — держатся в ней коллоидной взвесью, пока их стабилизируют смолы. При снижении давления выше давления насыщения нефть расширяется, её растворяющая способность падает, и взвесь теряет устойчивость — сильнее всего вблизи давления насыщения; ниже него газ уходит из нефти, и она снова становится лучшим растворителем. Выпавшие асфальтены растворяются плохо, лишь ароматическими растворителями, поэтому их проще не допустить: держать давление выше порога выпадения, применять ингибиторы. Кислота, особенно с трёхвалентным железом, образует с такой нефтью шлам, который почти невозможно удалить (Кислотные составы и проектирование обработки).

Песок выносит поток, когда напряжения у стенки ствола и каналов превышают прочность породы; когда и почему это случается, разобрано в уроке Пескопроявление: виды, прогноз и цена проблемы. С истощением растёт эффективное напряжение во всём пласте: в чувствительных к напряжению породах проницаемость падает, трещины смыкаются (Сжимаемость пород и влияние напряжений на свойства керна). Выделение газа у ствола ниже давления насыщения и выпадение конденсата тоже снижают продуктивность, но это не повреждение породы, а составляющая скина, зависящая от режима (Скин-фактор).

Бактерии попадают в скважину с закачиваемыми жидкостями. Слизь и продукты их жизнедеятельности закупоривают поры, а сульфатвосстанавливающие бактерии вырабатывают сероводород: он вызывает коррозию и даёт с железом осадок сульфида железа. Защита — бактерициды во всех закачиваемых жидкостях и чистота оборудования.

Нагнетание: качество и совместимость воды

Нагнетательная скважина принимает за год десятки и сотни тысяч кубометров воды — несравнимо больше, чем любая жидкость, которую закачивают в добывающую. Поэтому даже малое содержание взвеси — частиц песка и глины, продуктов коррозии, капель нефти, бактерий — постепенно строит на стенках каналов корку и закупоривает поры у ствола, и приёмистость (injectivity) падает. Частицы крупнее примерно трети поровых каналов строят внешнюю корку, частицы помельче проникают глубже (Повреждение пласта и скин повреждения).

Попутная вода, которую возвращают в пласт, добавляет нефть и тонкую взвесь, а смешение вод разных источников — соли. Пресная вода в глинистом коллекторе снижает минерализацию в порах ниже критической, и частицы глин отрываются и мигрируют (дополнительный раздел). Холодная вода охлаждает призабойную зону: в высокопарафинистой нефти это грозит выпадением парафина, но снижает и напряжения в породе, и при закачке нередко раскрываются трещины, которые увеличивают приёмистость и делают скважину менее чувствительной к взвеси. Требования к качеству воды и её подготовку разбирает тема Системы закачки воды.

Глушение и ремонт скважины

Перед ремонтом скважину обычно глушат — заполняют жидкостью глушения, столб которой уравновешивает пластовое давление с запасом. Часть жидкости уходит в пласт, а вместе с ней — всё, что в ней было: частицы из немытых ёмкостей и линий, ржавчина и окалина со старых труб, смазка резьбовых соединений, остатки бурового и цементного растворов, загустители. Особенно много грязи приносят работы над пластом: разбуривание цемента и пакеров, скребкование колонны, фрезерование. Если рассол несовместим с пластовой водой или глинами, к закупорке добавляются осадки и набухание, а в газовых пластах — водяная блокада.

Признак такого повреждения — продуктивность после ремонта ниже, чем до него, при прежнем пластовом давлении. Его можно заметить уже по ходу ремонта: если суточные потери жидкости в пласт резко падают после очередной операции, каналы, скорее всего, забились.

Есептеу мысалыСколько твёрдой фазы приносит в каналы жидкость глушения

Бастапқы деректер (шартты)

Потери в пласт за ремонт: 8 м³ жидкости глушения
Взвешенные частицы в жидкости: 500 мг/л (немытые ёмкости, ржавчина, смазка резьб); после фильтрации — 10 мг/л
Частицы: плотность 2650 кг/м³; в каналах они уплотняются с пористостью 0,4
Перфорация: как в примере о мелких частицах: 12 отверстий на метр на 12 м, каналы 10 мм × 0,30 м в породе

Шешім

Масса частиц: $8\cdot 500/1000 = 4{,}00$ кг.
Объём, который они займут в уплотнённом виде: $4{,}00/2650/(1 - 0{,}4) = 0{,}00252$ м³, то есть 2,52 л.
Объём каналов в породе: $144\cdot\pi\cdot 0{,}005^2\cdot 0{,}30 = 0{,}00339$ м³, то есть 3,39 л.
Частицы могут заполнить 74 % объёма каналов.
С отфильтрованной жидкостью: 0,08 кг частиц — 1,5 % объёма каналов.

Жауап: «Грязная» жидкость глушения приносит около 4,00 кг частиц — этого хватит, чтобы заполнить около 74 % объёма перфорационных каналов; отфильтрованная — в 50 раз меньше.

Бұл нені білдіреді. Это верхняя оценка: часть частиц останется в стволе или выйдет при освоении. Но частицы уходят не поровну во все каналы, а в те немногие, которые принимают больше всего жидкости, и забивают их полностью. Поэтому чистота жидкостей и ёмкостей — одна из самых дешёвых мер против повреждения. Данные примера условные.

Чистые жидкости. Отфильтрованные рассолы без твёрдой фазы; чистые ёмкости, линии и трубы; качество проверяют по содержанию взвеси и мутности; на резьбы труб, спускаемых к пласту, — минимум смазки.
Пачки вместо утяжелителя. Если потери велики, ставят пачки с кольматантами нужного размера, растворимыми в кислоте или воде (карбонат кальция, соль), или вязкие пачки с разрушителем загустителя.
Совместимые рассолы. Растворы хлоридов калия или аммония для глинистых пластов; рассолы кальция и цинка проверяют на совместимость с сульфатами, карбонатами и сероводородом пластовых флюидов.
Работы без глушения. Где возможно, работают под давлением — через гибкие трубы, на кабеле, с установкой для спуска труб под давлением — или отсекают пласт пробкой в хвостовике НКТ.
Чистые трубы. Перед закачкой обработок через старые НКТ трубы промывают кислотой с выносом на поверхность, иначе раствор погонит в пласт ржавчину и отложения со стенок.

Диагностика и предупреждение

Признаки повреждения — продуктивность ниже ожидаемой, большой скин после вычета псевдоскинов, неработающие интервалы — перечислены в уроке Повреждение пласта и скин повреждения. Чтобы выбрать лечение, нужен следующий шаг: понять, какая операция и какой механизм его создали.

От наблюдения к источнику повреждения

Наблюдение: Большой скин с первого исследования, открытый ствол или короткие каналы
Вероятный источник: раствор для вскрытия
Чем проверить: испытания раствора на керне, глубина проникновения по каротажу

Наблюдение: Продуктивность упала сразу после ремонта или обработки
Вероятный источник: жидкость глушения, обработка
Чем проверить: потери жидкости по суткам, анализ вынесенных частиц и отработанных растворов

Наблюдение: Продуктивность падает после прорыва воды
Вероятный источник: мелкие частицы, соли
Чем проверить: зависит ли спад от дебита; барий и сульфат в попутной воде

Наблюдение: Бария в попутной воде меньше, чем следует из доли пластовой воды
Вероятный источник: барит выпадает в пласте или в стволе
Чем проверить: баланс ионов, анализ отложений

Наблюдение: Падает приёмистость нагнетательной скважины
Вероятный источник: взвесь, нефть, бактерии в воде
Чем проверить: график Холла, анализ воды и отложений, исследование на падение давления

Наблюдение: Отложения в НКТ и на насосе
Вероятный источник: соли, парафины, асфальтены
Чем проверить: рентгеновский и химический анализ отложений

Наблюдение	Вероятный источник	Чем проверить
Большой скин с первого исследования, открытый ствол или короткие каналы	раствор для вскрытия	испытания раствора на керне, глубина проникновения по каротажу
Продуктивность упала сразу после ремонта или обработки	жидкость глушения, обработка	потери жидкости по суткам, анализ вынесенных частиц и отработанных растворов
Продуктивность падает после прорыва воды	мелкие частицы, соли	зависит ли спад от дебита; барий и сульфат в попутной воде
Бария в попутной воде меньше, чем следует из доли пластовой воды	барит выпадает в пласте или в стволе	баланс ионов, анализ отложений
Падает приёмистость нагнетательной скважины	взвесь, нефть, бактерии в воде	график Холла, анализ воды и отложений, исследование на падение давления
Отложения в НКТ и на насосе	соли, парафины, асфальтены	рентгеновский и химический анализ отложений

Диагноз почти всегда складывается из нескольких источников, и его проверяют опытом: лабораторными испытаниями с теми жидкостями, которые закачивали в скважину, и результатом первой обработки. Неудачная обработка — тоже информация: если кислота не помогла, повреждение, возможно, было не тем, на которое её рассчитывали (Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин).

Программа предупреждения повреждения

1
Свойства пласта
минералогия и расположение глин, проницаемость и размеры поровых каналов, составы пластовой воды и нефти, давление насыщения, температура начала кристаллизации парафина, порог выпадения асфальтенов.
2
Жидкости
для каждой операции — раствор для вскрытия, цементный раствор и буферы, жидкость перфорации и глушения, составы обработок, вода для закачки — испытания на совместимость и на восстановление проницаемости.
3
Технология
малая репрессия, короткое время открытого ствола, перфорация на депрессии, плавный вывод на режим, работы без глушения, где это возможно.
4
Контроль на скважине
фильтрация и проверка жидкостей, чистые ёмкости и линии, учёт потерь в пласт по суткам.
5
Наблюдение при эксплуатации
скин по повторным исследованиям, анализы попутной воды и отложений, приёмистость; ингибиторы — до того, как начнётся выпадение солей.

Терминдер мен белгілер

Коэффициент восстановления проницаемости $R$: отношение проницаемости образца после воздействия жидкости к исходной; общее для образца — среднее гармоническое по его участкам.
Критическая скорость: скорость фильтрации смачивающей фазы, выше которой мелкие частицы срываются с зёрен; измеряют на керне ступенями расхода.
Критическая концентрация соли: минерализация воды, ниже которой глинистые частицы отрываются от зёрен; существует для одновалентных катионов.
Индекс насыщения SI: десятичный логарифм отношения произведения активностей ионов к произведению растворимости; при SI > 0 соль может выпасть.
Ингибитор солеотложения: вещество, которое в малых концентрациях тормозит зарождение и рост кристаллов соли; его задавливают в пласт или дозируют в скважину.
Температура начала кристаллизации парафина: температура, ниже которой из нефти выпадают первые кристаллы парафина.
Жидкость глушения: жидкость, столб которой уравновешивает пластовое давление при ремонте скважины; повреждает пласт, если несёт твёрдую фазу или несовместима с ним.

Жиі қателіктер

Қате

«Коэффициент восстановления 20 % — значит, у ствола проницаемость упала в пять раз на всю глубину проникновения».

Шын мәнінде

Это среднее по образцу. Если потеря сосредоточена в первом сантиметре, там проницаемость упала в 20 раз, а дальше почти не изменилась; скин считают по кольцам — в примере урока он вдвое меньше «наивного».

Қате

«Пока скважина безводная, мелкие частицы не беспокоили — значит, и потом не побеспокоят».

Шын мәнінде

Смачиваемые водой частицы двигает поток воды. После прорыва воды тот же дебит жидкости может оказаться выше критического, особенно в перфорированной скважине с малой площадью каналов.

Қате

«Индекс насыщения больше нуля — соль уже выпала».

Шын мәнінде

Индекс говорит, что выпадение возможно, но не где и как быстро. Масса осадка определяется количеством ионов, а скорость — кинетикой кристаллизации; ингибиторы действуют именно на кинетику.

Қате

«Барит, как и карбонат кальция, уберём соляной кислотой».

Шын мәнінде

Сульфат бария в кислоте практически не растворяется. Его предупреждают ингибиторами, а удаляют комплексообразующими растворами, механически или обходят повторной перфорацией.

Қате

«Глушение — рутинная операция, пласту она не вредит».

Шын мәнінде

Жидкость глушения уходит в каналы вместе со всей своей грязью: несколько килограммов взвеси могут занять большую часть объёма каналов. Чистота жидкостей и работы без глушения окупаются.

Толық: тереңдетілген

Почему частицы отрываются: силы, солёность и pH

На частицу, прилипшую к зерну, действуют сила потока, которая тянет её вдоль поверхности и стремится опрокинуть, и силы, которые её держат: притяжение Ван-дер-Ваальса и электрическое взаимодействие двойных слоёв (идея теории ДЛФО). Глина и кварц в воде заряжены отрицательно, и их двойные слои отталкиваются. Пока вода минерализована, слои тонкие, отталкивание слабое, и частица держится. В пресной воде слои толще, отталкивание сильнее, и при минерализации ниже критической концентрации соли (critical salt concentration) частицы отрываются даже при слабом потоке.

Отсюда несколько следствий. Критическая концентрация существует для одновалентных катионов — натрия, калия; двухвалентные кальций и магний удерживают частицы и при гораздо меньшей минерализации. Повышение pH усиливает отрицательный заряд и отрыв; повышение температуры обычно тоже. Резкая смена солёности опаснее плавной: сразу отрывается много частиц, они встречаются в узких каналах и образуют пробки, а при плавной смене выносятся поодиночке. По той же причине резкий пуск скважины опаснее ступенчатого.

Критическая скорость и критическая концентрация связаны: чем ближе солёность к критической, тем меньший поток нужен, чтобы сорвать частицу. Поэтому на керне их измеряют с теми водами, которые будут в пласте, — пластовой, закачиваемой, фильтратом.

Нагнетательная скважина: график Холла

Повреждение нагнетательной скважины удобно отслеживать по данным, которые и так записывают каждый день, — расходу и давлению закачки. Если закачка близка к установившейся, перепад давления пропорционален расходу (Установившийся радиальный приток), и накопленная сумма перепадов растёт пропорционально накопленному объёму закачки:

График Холла

\sum_j \left(p_{w,j} - \bar p\right)\Delta t_j = \frac{\mu B\left(\ln\dfrac{r_e}{r_w} + S\right)}{2\pi k h}\,W

мұндағы:

$p_{w,j}$ среднее забойное давление закачки за период $j$ , Па
$\bar p$ пластовое давление в области закачки, Па
$\Delta t_j$ длительность периода $j$ , с
$W$ накопленный объём закачки к концу последнего периода, м³
$\mu,\ B$ вязкость и объёмный коэффициент закачиваемой воды, Па·с, м³/м³
$k,\ h,\ r_e,\ r_w,\ S$ проницаемость, толщина, радиусы области и скважины, скин, м², м, м, м, —

Бірліктер: СИ; в метрических промысловых единицах $2\pi$ заменяют на 0,536, и наклон получается в МПа·сут/м³ при $k$ в мД, $h$ в м, $\mu$ в мПа·с

Мына жағдайда орындалады

закачка близка к установившейся: давление на расстоянии $r_e$ равно пластовому $\bar p$ и почти не меняется; подвижности воды и вытесняемой нефти близки;
часто вместо забойного давления берут устьевое: при постоянном расходе гидростатика и трение дают постоянную поправку;
наклон меняется и по другим причинам — рост пластового давления, обводнение зоны вокруг скважины; точнее всего скин измеряет исследование на падение давления.

Прямая линия — состояние скважины не меняется. Наклон растёт — скин увеличивается: засоряется призабойная зона. Наклон падает — скин уменьшается: после обработки или когда давление закачки превысило давление разрыва и раскрылась трещина.

Есептеу мысалыСкин нагнетательной скважины по наклонам графика Холла

Бастапқы деректер (шартты)

Пласт и вода: $kh = 600$ мД·м, $\mu = 0{,}5$ мПа·с, $B = 1{,}0$
Радиусы: $r_e = 250$ м, $r_w = 0{,}1$ м
Наклоны графика: первый год — 0,0165 МПа·сут/м³, второй — 0,0261 МПа·сут/м³

Шешім

Из наклона графика $m_H$ : $\ln\dfrac{r_e}{r_w} + S = \dfrac{m_H\cdot 0{,}536\cdot kh}{\mu B}$ ; $\ln 2500 = 7{,}824$ .
Первый год: $0{,}0165\cdot 0{,}536\cdot 600/0{,}5 = 10{,}6$ , скин $S = 10{,}6 - 7{,}824 = 2{,}8$ .
Второй год: $0{,}0261\cdot 0{,}536\cdot 600/0{,}5 = 16{,}8$ , скин $S = 9{,}0$ — вырос на 6,2.

Жауап: Скин вырос примерно с 2,8 до 9,0: призабойная зона засоряется, и при прежнем давлении скважина принимает в 1,6 раза меньше воды.

Бұл нені білдіреді. Причину ищут в воде — взвесь, нефть, продукты коррозии, бактерии — и подтверждают анализом отложений и исследованием на падение давления. Оценка скина по графику приблизительна: если пластовое давление в области закачки росло, часть увеличения наклона дала не призабойная зона. Данные примера условные.

Басқа тақырыптармен байланыс

Повреждение пласта и скин повреждения — механизмы закупорки и блокад, скин повреждения, выбор: предупредить, удалить или обойти.
Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка — фильтрация через корку и глубина проникновения фильтрата.
Растворы на водной основе и химия глин — гидратация глин, роль катионов и ингибирующие растворы.
Буровые растворы: функции и свойства — растворы для вскрытия пласта и управление фильтрацией.
Кумулятивная перфорация — уплотнённая зона вокруг каналов и её очистка.
Доставка перфораторов и технология работ — депрессия при перфорации и её пределы.
Пескопроявление: виды, прогноз и цена проблемы — когда пласт выносит песок и как этим управляют.
Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин — как удаляют повреждение и как выбирают скважины для обработки.
Кислотные составы и проектирование обработки — кислотные составы и осадки, которые создаёт сама кислота.
Качество коллектора: геологические факторы пористости и проницаемости — глинистые минералы и их расположение в порах.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Скин скважины по исследованиям: в январе +1,0; в мае, через два месяца после того как обводнённость выросла с 5 до 9 %, — +1,2; в октябре, через месяц после замены насоса с глушением, — +6,5. Пластовое давление за год почти не изменилось. Какой источник повреждения наиболее вероятен?
1. А.Уплотнённая зона перфорации
2. Б.Выпадение асфальтенов при истощении
3. В.Мелкие частицы после роста обводнённости
4. Г.Жидкость глушения, ушедшая в каналы
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Жидкость глушения, ушедшая в каналы
После роста обводнённости скин почти не изменился, а после ремонта с глушением вырос на 5,3. Давление прежнее — истощение и асфальтены маловероятны; уплотнённая зона перфорации была бы видна с первого исследования. Жидкость глушения приносит в каналы частицы из ёмкостей и труб, а при несовместимости — осадки. Проверяют по суточным потерям жидкости во время ремонта и анализу вынесенных частиц; лечат обработкой, подобранной к составу этих частиц.
2
Образец длиной 60 мм: первые 6 мм после воздействия раствора восстановили 10 % проницаемости, остальные 54 мм — 95 %. Найдите общий коэффициент восстановления. Можно ли перенести его на всю зону проникновения фильтрата?
Жауабын көрсету
$R = 60/(6/0{,}10 + 54/0{,}95) = 60/(60 + 56{,}8) \approx 0{,}51$ . Переносить нельзя: почти вся потеря сосредоточена в первых 6 мм, где проницаемость упала в 10 раз. Скин считают по кольцам — тонкое сильно повреждённое у стенки и слабо повреждённое до радиуса проникновения.
3
Перфорацию сделали вдвое реже — 6 отверстий на метр вместо 12, — а длина и диаметр каналов те же. Как изменится критический дебит по мелким частицам?
1. А.Вырастет вдвое
2. Б.Уменьшится вчетверо
3. В.Уменьшится вдвое
4. Г.Не изменится
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: В. Уменьшится вдвое
Критический расход пропорционален площади притока, а площадь стенок каналов — их числу. Вдвое меньше каналов — вдвое меньше площадь, вдвое больше скорость у стенок при том же дебите, и вдвое ниже критический дебит.
4
Пластовая вода содержит 300 мг/л бария, закачиваемая — 2000 мг/л сульфата. При какой доле закачиваемой воды в смеси может выпасть больше всего барита и почему индекс насыщения при этом не наибольший?
Жауабын көрсету
Если растворимость барита пренебрежимо мала, осадок ограничен тем ионом, которого меньше, и наибольший — когда бария и сульфата поровну по молям: $300/137{,}3 = 2{,}18$ и $2000/96{,}1 = 20{,}8$ ммоль/л в исходных водах, доля закачиваемой воды $2{,}18/(2{,}18 + 20{,}8) \approx 0{,}095$ , около 9,5 %; с учётом остаточной растворимости максимум чуть сдвигается к большей доле. Индекс насыщения зависит от произведения концентраций $(1 - f)f$ , которое наибольшее при $f = 0{,}5$ , но в смеси пополам бария уже вдвое меньше, и осадка меньше.
5
В скважину с высокопарафинистой нефтью закачали 40 м³ холодной промывочной жидкости. Чего опасаться прежде всего?
1. А.Выпадения парафина в призабойной зоне
2. Б.Ничего: парафин выпадает только в НКТ
3. В.Выпадения барита
4. Г.Набухания смектита
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. Выпадения парафина в призабойной зоне
Если температура у ствола опустится ниже температуры начала кристаллизации парафина, он выпадет прямо в порах. Поэтому для таких нефтей промывочные жидкости подогревают или добавляют растворители, а после закачки дают зоне прогреться.
6
Нагнетательная скважина принимает 1200 м³/сут воды со взвесью 2 мг/л. Сколько твёрдых частиц она получит за год и почему это важно при такой малой концентрации?
Жауабын көрсету
$1200\cdot 365\cdot 0{,}002 \approx 880$ кг в год, около 0,33 м³ твёрдого вещества при плотности 2650 кг/м³, а в рыхлой корке с пористостью 0,4 — около 0,55 м³. Поровый объём кольца толщиной 0,3 м вокруг ствола на 10 м интервала при пористости 0,20 — около 1 м³. Частицы оседают у стенки и в каналах, поэтому даже такая вода за год-два заметно снизит приёмистость, если не возникнут трещины.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.