Кислотные составы и проектирование обработки

Кратко о главном

Соляная кислота растворяет карбонаты, и продукты её реакций растворимы. Плавиковая растворяет кремнезём и алюмосиликаты — быстро глины и полевые шпаты, медленно кварц, — но её продукты с кальцием, натрием и калием выпадают в осадок. Отсюда три этапа обработки песчаника: соляная кислота впереди, глинокислота, вытесняющая промывка.
Растворяющая способность $X = C\beta\rho_{\text{к}}/\rho_{\text{м}}$ : кубометр 15 %-й соляной кислоты растворяет около 0,08 м³ кальцита, кубометр глинокислоты с 3 % HF — лишь около 0,01 м³ каолинита.
Объём этапа на метр — поровый объём кольца плюс кислота, нужная на растворение минерала в нём. Соляная кислота должна убрать карбонаты дальше, чем дойдёт плавиковая, а вытесняющая промывка — отодвинуть отработанную глинокислоту за 1–1,5 м от ствола.
Вторичные осадки — кремнезёмный гель из фторсиликатов — неизбежны; вредят они тем меньше, чем дальше от ствола: та же порция осадка в 1,5 м от оси даёт скин в несколько раз меньше, чем у стенки. Поэтому вытесняющая промывка и быстрое освоение.
Ингибитор коррозии нужен всегда; стабилизатор железа, неэмульгирующие ПАВ, взаимный растворитель, стабилизатор глин — по испытаниям на совместимость. Каждую добавку обосновывают отдельно.
Забойное давление держат ниже давления разрыва с запасом. Предельный расход растёт по мере очистки зоны, а ход обработки видно по снижению кажущегося скина.

Ключевые соотношения

\beta = \dfrac{\nu_{\text{м}}M_{\text{м}}}{\nu_{\text{к}}M_{\text{к}}},\quad X = \dfrac{C\beta\rho_{\text{к}}}{\rho_{\text{м}}}

массовая и объёмная растворяющая способность

\dfrac{V}{h} = \pi(r^2 - r_w^2)\left[\phi + (1 - \phi)\dfrac{x}{X}\right]

объём этапа на метр, чтобы фронт растворения дошёл до радиуса $r$

q_{\max} = \dfrac{2\pi kh\,(p_f - \Delta p_{\text{зап}} - \bar p)}{\mu\,(\ln(r_e/r_w) + S)}

предельный расход матричной закачки

p_{\text{у}} = p_w - \rho g H + \Delta p_{\text{тр}}

давление на устье при закачке

Где чаще всего ошибаются

Закачивать глинокислоту без предварительной промывки или разбавлять её морской водой и рассолами натрия и калия: выпадут фторид кальция и фторсиликаты.
Применять глинокислоту в породе, где растворимых в соляной кислоте минералов больше примерно 20 %: плавиковая кислота там не нужна и опасна.
Оставлять отработанную глинокислоту у ствола — не давать вытесняющей промывки или долго не осваивать скважину.
Считать объём кислоты по поровому объёму: на растворение минералов уходит в разы больше.
Ограничивать закачку давлением на устье, не пересчитав его к забою: при смене жидкостей в трубах гидростатика меняется.

После урока вы сможете

записать реакции соляной и плавиковой кислот с карбонатами, кварцем и глинами и объяснить, откуда берутся фторид кальция, фторсиликаты и кремнезёмный гель;
рассчитать растворяющую способность кислоты и объём породы, который растворяет кубометр раствора;
выбрать крепость глинокислоты и добавки по минералогии, температуре и составу пластовых флюидов;
рассчитать объёмы предварительной промывки, основной кислоты и вытесняющей промывки на метр интервала и показать, как этапы предупреждают вторичные и третичные осадки;
найти предельные расход и давление закачки ниже давления разрыва и пересчитать давление на устье;
оценить результат обработки по скину — во время закачки и по исследованию после освоения.

Что растворяют соляная и плавиковая кислоты

Как кислота действует в песчанике и в карбонате и почему ценность обработки определяет устранённый скин повреждения, рассказано в уроке Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин; какие повреждения и где возникают — в уроке Источники повреждения пласта. Здесь — химия и проектирование: какие реакции идут, сколько породы растворяет кубометр раствора, сколько его закачивать и с какой скоростью.

Соляная кислота (HCl) быстро растворяет карбонаты — кальцит, доломит, сидерит — с образованием хорошо растворимых хлоридов и углекислого газа, который при пластовом давлении в основном растворяется в жидкости:

Реакции соляной кислоты с карбонатами

\begin{aligned} 2\,\mathrm{HCl} + \mathrm{CaCO_3} &\rightarrow \mathrm{CaCl_2} + \mathrm{CO_2} + \mathrm{H_2O}\\ 4\,\mathrm{HCl} + \mathrm{CaMg(CO_3)_2} &\rightarrow \mathrm{CaCl_2} + \mathrm{MgCl_2} + 2\,\mathrm{CO_2} + 2\,\mathrm{H_2O}\end{aligned}

где:

$\mathrm{CaCO_3}$ кальцит — основной минерал известняков и карбонатного цемента песчаников, —
$\mathrm{CaMg(CO_3)_2}$ доломит, —
$\mathrm{CaCl_2},\ \mathrm{MgCl_2}$ хлориды кальция и магния — продукты реакции, хорошо растворимые в воде, —

Единицы: коэффициенты — числа молей

Справедливо, если

кислота расходуется полностью; реакция с кальцитом очень быстрая, с доломитом медленнее, особенно при низкой температуре;
сидерит $\mathrm{FeCO_3}$ реагирует так же, как кальцит, но переводит в раствор железо.

На моль кальцита уходят два моля HCl, на моль доломита — четыре. Отработанная соляная кислота — раствор хлоридов, который не даёт осадков, пока в нём нет железа.

Обычная крепость соляной кислоты — 15 % по массе; для карбонатов берут и 28 %, для предварительной промывки песчаников — 5–15 %. Главная опасность — железо: кислота растворяет ржавчину в трубах, сидерит и железистый хлорит, а когда она отработает и pH поднимется, железо выпадает гидроксидами.

Плавиковая кислота (HF) — единственная распространённая кислота, растворяющая кремнезём и алюмосиликаты. С кварцем она реагирует медленно, с глинами и полевыми шпатами — быстро: у мелких частиц огромная поверхность. Кремний в итоге переходит в раствор фторсиликат-ионом, алюминий — фторидными комплексами:

Реакции плавиковой кислоты

\begin{aligned} \mathrm{SiO_2} + 4\,\mathrm{HF} &\rightarrow \mathrm{SiF_4} + 2\,\mathrm{H_2O},\qquad \mathrm{SiF_4} + 2\,\mathrm{HF} \rightarrow \mathrm{H_2SiF_6}\\ \mathrm{Al_4Si_4O_{10}(OH)_8} + 32\,\mathrm{HF} &\rightarrow 4\,\mathrm{AlF_2^{+}} + 4\,\mathrm{SiF_6^{2-}} + 18\,\mathrm{H_2O} + 4\,\mathrm{H^{+}}\\ \mathrm{CaCO_3} + 2\,\mathrm{HF} &\rightarrow \mathrm{CaF_2}\downarrow + \mathrm{CO_2} + \mathrm{H_2O}\end{aligned}

где:

$\mathrm{SiO_2}$ кварц, —
$\mathrm{H_2SiF_6},\ \mathrm{SiF_6^{2-}}$ кремнефтористоводородная кислота и её анион — фторсиликат-ион, —
$\mathrm{Al_4Si_4O_{10}(OH)_8}$ каолинит — глинистый минерал, —
$\mathrm{AlF_2^{+}}$ один из фторидных комплексов алюминия, —
$\mathrm{CaF_2}$ фторид кальция — нерастворимый осадок, —

Единицы: коэффициенты — числа молей

Справедливо, если

кислота в избытке: кремний уходит во фторсиликат-ион, алюминий — в комплексы с двумя фторидами; при нехватке фтора продукты другие, и HF на моль минерала уходит меньше;
с глинами и полевыми шпатами реакции быстрые, с кварцем медленные; скорость растёт с температурой;
с кальциевыми минералами HF даёт нерастворимый фторид кальция — поэтому их удаляют соляной кислотой до плавиковой.

Плавиковой кислоты на минерал уходит много: 6 молей на моль кремнезёма, 32 — на формульную единицу каолинита. Поэтому она быстро истощается у ствола, а её продукты — фторсиликаты и фториды алюминия — остаются в растворе, пока он кислый, и могут вступить в новые реакции.

Глинокислота (mud acid) — смесь соляной и плавиковой кислот. Соляная кислота держит раствор кислым: при низком pH продукты реакций HF остаются растворёнными. Крепость записывают парой чисел: «12–3» — 12 % HCl и 3 % HF по массе (полная глинокислота), «6–1,5» — половинная; составы с 0,5–1,5 % HF и отношением HCl к HF от 6 до 9 применяют, когда в породе много глин и полевых шпатов. Плавиковую кислоту часто получают прямо в растворе из бифторида аммония (в отечественной практике — бифторид-фторида аммония, БФА): он реагирует с соляной кислотой, давая две молекулы HF и хлорид аммония. На килограмм HF уходит около 1,43 кг бифторида и 0,91 кг HCl, так что 3 % HF «съедают» около 2,7 % HCl, и для «12–3» берут кислоту крепостью около 15 %.

Как минералогия меняет выбор глинокислоты

Порода: Растворимость в HCl больше ~20 %
Чего опасаются: плавиковая кислота не нужна; много фторида кальция
Основная кислота: только соляная кислота
Предварительная промывка: —

Порода: Чистый кварцевый песчаник, мало глин, высокая проницаемость
Чего опасаются: почти ничего
Основная кислота: 12–3
Предварительная промывка: HCl 15 %

Порода: Много полевых шпатов
Чего опасаются: фторсиликаты и фторалюминаты натрия и калия
Основная кислота: меньше HF, больше HCl: около 13,5–1,5
Предварительная промывка: HCl 15 %

Порода: Много глин
Чего опасаются: вторичные осадки, вынос мелочи
Основная кислота: слабая: около 6,5–1
Предварительная промывка: слабая HCl со стабилизатором железа

Порода: Железистый хлорит
Чего опасаются: гидроксиды железа
Основная кислота: очень слабая: около 3–0,5
Предварительная промывка: слабая HCl или уксусная кислота со стабилизатором железа

Порода: Низкая проницаемость
Чего опасаются: осадки и мелочь в узких каналах
Основная кислота: слабее, чем при высокой, например 6–1,5
Предварительная промывка: HCl 7,5 % или органическая кислота

Порода	Чего опасаются	Основная кислота	Предварительная промывка
Растворимость в HCl больше ~20 %	плавиковая кислота не нужна; много фторида кальция	только соляная кислота	—
Чистый кварцевый песчаник, мало глин, высокая проницаемость	почти ничего	12–3	HCl 15 %
Много полевых шпатов	фторсиликаты и фторалюминаты натрия и калия	меньше HF, больше HCl: около 13,5–1,5	HCl 15 %
Много глин	вторичные осадки, вынос мелочи	слабая: около 6,5–1	слабая HCl со стабилизатором железа
Железистый хлорит	гидроксиды железа	очень слабая: около 3–0,5	слабая HCl или уксусная кислота со стабилизатором железа
Низкая проницаемость	осадки и мелочь в узких каналах	слабее, чем при высокой, например 6–1,5	HCl 7,5 % или органическая кислота

Ориентиры такого рода опубликованы в отраслевых рекомендациях 1980-х годов и с тех пор уточнялись. При высокой температуре крепость снижают ещё больше, часть соляной кислоты заменяют органической. Окончательный выбор проверяют на керне.

Растворяющая способность: сколько породы растворяет кубометр кислоты

Сколько породы растворит кислота, следует из уравнения реакции. Массовая растворяющая способность $\beta$ — масса минерала на единицу массы чистой кислоты; объёмная $X$ — объём минерала на единицу объёма раствора заданной крепости (dissolving power):

Растворяющая способность кислоты

\beta = \frac{\nu_{\text{м}} M_{\text{м}}}{\nu_{\text{к}} M_{\text{к}}},\qquad X = \frac{C\,\beta\,\rho_{\text{к}}}{\rho_{\text{м}}}

где:

$\beta$ масса минерала, которую растворяет единица массы чистой кислоты, кг/кг
$\nu_{\text{м}},\ \nu_{\text{к}}$ коэффициенты минерала и кислоты в уравнении реакции, —
$M_{\text{м}},\ M_{\text{к}}$ молярные массы минерала и кислоты, г/моль
$X$ объём минерала, который растворяет единица объёма раствора кислоты (не путать с логарифмическим членом $X = \ln(r_e/r_w) - 3/4$ в уроке Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин), м³/м³
$C$ массовая доля кислоты в растворе, доли единицы
$\rho_{\text{к}},\ \rho_{\text{м}}$ плотность раствора кислоты и плотность минерала, г/см³

Единицы: отношения масс и объёмов; единицы плотностей и молярных масс одинаковы в числителе и знаменателе

Справедливо, если

кислота расходуется полностью и только на этот минерал;
для HF коэффициент $\nu_{\text{к}}$ зависит от того, какие фториды образуются: здесь кремний переходит во фторсиликат-ион; в таблицах, где продуктом считают $\mathrm{SiF_4}$ , значения в 1,3–1,5 раза больше;
плотность раствора берут при температуре его приготовления.

$\beta$ зависит только от реакции, $X$ — ещё от крепости раствора и плотностей. Обратная величина $1/X$ — сколько кубометров раствора нужно, чтобы растворить кубометр минерала.

Расчётный примерСколько породы растворяют соляная кислота и глинокислота

Исходные данные (условные)

Растворы: 15 %-я HCl плотностью 1,073 г/см³ (20 °C); глинокислота 12–3 плотностью около 1,07 г/см³
Плотности минералов: кальцит 2,71, доломит 2,87, кварц 2,65, каолинит 2,60 г/см³
Молярные массы: HCl 36,46, HF 20,006, кальцит 100,09, доломит 184,40, кварц 60,08, каолинит $\mathrm{Al_4Si_4O_{10}(OH)_8}$ 516,31 г/моль

Решение

Кальцит: $\beta = \dfrac{100{,}09}{2\cdot 36{,}46} = 1{,}373$ ; $X = \dfrac{0{,}15\cdot 1{,}373\cdot 1{,}073}{2{,}71} = 0{,}0815$ м³/м³.
По массе: в кубометре раствора 1073 кг, из них 161 кг HCl; они растворяют $161\cdot 1{,}373 = 221$ кг кальцита и выделяют 53 м³ углекислого газа (при 20 °C и атмосферном давлении).
Доломит: $\beta = \dfrac{184{,}40}{4\cdot 36{,}46} = 1{,}264$ ; $X = \dfrac{0{,}15\cdot 1{,}264\cdot 1{,}073}{2{,}87} = 0{,}0709$ м³/м³.
Кварц, 3 % HF: $\beta = \dfrac{60{,}08}{6\cdot 20{,}006} = 0{,}5005$ ; $X = \dfrac{0{,}03\cdot 0{,}5005\cdot 1{,}07}{2{,}65} = 0{,}00606$ м³/м³.
Каолинит, 3 % HF: $\beta = \dfrac{516{,}31}{32\cdot 20{,}006} = 0{,}8065$ ; $X = \dfrac{0{,}03\cdot 0{,}8065\cdot 1{,}07}{2{,}60} = 0{,}00996$ м³/м³.
Сравнение: $0{,}0815/0{,}00996 = 8{,}2$ — соляная кислота растворяет по объёму в 8,2 раза больше кальцита, чем глинокислота каолинита.

Ответ: Кубометр 15 %-й соляной кислоты растворяет 221 кг (0,0815 м³) кальцита; кубометр глинокислоты 12–3 — 0,00996 м³ каолинита, в 8,2 раза меньше по объёму.

Что это значит. Отсюда главные пропорции проектирования: на кубометр карбоната нужно около 12 м³ соляной кислоты, на кубометр глин — около 100 м³ глинокислоты. Глинокислота не может «растворить пласт»: она расходуется на глины и частицы у самой стенки, и её объём определяется тем, сколько быстро реагирующих минералов на её пути. Углекислый газ при пластовом давлении растворяется в жидкости, а при освоении выделяется и помогает выносу. Плотность глинокислоты — оценка (12 %-я HCl — 1,057 г/см³, 3 % HF прибавляют около 0,01; если HF получают из бифторида, хлорид аммония прибавляет ещё около 0,01, и $X$ меняется меньше чем на 1 %); остальные данные справочные.

Этапы обработки песчаника и объёмы на метр

Обработку песчаника ведут этапами, и у каждого своя задача:

Предварительная промывка (preflush): соляная кислота 5–15 %, при чувствительных минералах — слабее или органическая кислота. Растворяет карбонаты там, куда потом дойдёт плавиковая кислота, и оттесняет пластовую воду с натрием, калием и кальцием подальше от ствола. Иногда перед ней закачивают углеводородный растворитель — отодвинуть нефть, склонную давать с кислотой шлам, и снять органические плёнки.
Основная кислота (main acid): глинокислота подобранной крепости: растворяет глины, частицы раствора и мелочь в повреждённой зоне.
Вытесняющая промывка (overflush): раствор хлорида аммония, слабая соляная кислота или углеводородная жидкость, в газовых скважинах — с азотом. Оттесняет отработанную глинокислоту за 1–1,5 м от ствола, где осадки из неё мало влияют на приток. Её называют и завершающей промывкой; в отечественной практике этот этап вместе с продавкой из НКТ часто называют просто продавкой, а раствор — продавочной жидкостью.
Продавка: жидкость, которая вытесняет последний этап из насосно-компрессорных труб (НКТ) в пласт; обычно та же, что для вытесняющей промывки.

Объём каждого этапа рассчитывают от радиуса, до которого он должен подействовать. Если реакция быстрая, кислота растворяет минерал целиком за узким фронтом, и до радиуса $r$ её нужно столько, чтобы заполнить поры кольца и растворить весь минерал в нём:

Объём кислоты на метр интервала для фронта растворения на радиусе r

\frac{V}{h} = \pi\,(r^2 - r_w^2)\left[\phi + (1 - \phi)\,\frac{x}{X}\right]

где:

$V/h$ объём раствора на метр интервала, м³/м
$r$ радиус фронта растворения от оси скважины, м
$r_w$ радиус скважины, м
$\phi$ пористость, доли единицы
$x$ объёмная доля растворяемого минерала в твёрдой части породы, доли единицы
$X$ объёмная растворяющая способность раствора по этому минералу, м³/м³

Единицы: СИ (м, м³/м)

Справедливо, если

кислота поступает в пласт равномерно по толщине и по окружности;
минерал растворяется за резким фронтом полностью (быстрая реакция); медленная реакция HF с кварцем, перемешивание и рост пористости не учтены — объём занижен, поэтому к расчёту добавляют запас;
для глинокислоты $x$ — доля быстро реагирующих минералов, доступных кислоте: глин на стенках пор, мелочи, частиц бурового раствора.

Первое слагаемое в скобках — поровый объём кольца, второе — кислота, израсходованная на минерал; при малом $X$ второе во много раз больше первого. Для соляной кислоты это привычное правило расчёта предварительной промывки, для глинокислоты — предел быстрой реакции (дополнительный раздел).

Вытесняющая промывка ни с чем не реагирует: её объём — поровый объём до радиуса $r_c$ , за который нужно отодвинуть отработанную кислоту, $V/h = \pi\phi(r_c^2 - r_w^2)$ .

Расчётный примерОбъёмы этапов обработки песчаника на метр интервала

Исходные данные (условные)

Скважина: песчаник, $r_w = 0{,}108$ м, интервал 10 м, пористость 0,18; НКТ 73 мм (внутри 62 мм) до 2500 м
Повреждение: глинистые частицы раствора и мелочь на глубину около 0,20 м за стенкой
Минералогия (рентгеновский анализ): кальцит — 5 % твёрдой части; быстро реагирующих с HF минералов, доступных кислоте, — 5 % (по расходу HF их приравнивают к каолиниту)
Составы: предварительная промывка — 15 %-я HCl; основная — глинокислота 12–3; вытесняющая промывка и продавка — 3 %-й раствор хлорида аммония
Цели: плавиковая кислота — на 0,22 м за стенку (с запасом к повреждению), соляная — ещё на 0,15 м дальше; отработанную глинокислоту — за 1,5 м от оси

Решение

Радиусы фронтов: $r_{\mathrm{HF}} = 0{,}108 + 0{,}22 = 0{,}328$ м, $r_{\mathrm{HCl}} = 0{,}328 + 0{,}15 = 0{,}478$ м.
Основная кислота: $\pi(0{,}328^2 - 0{,}108^2) = 0{,}3013$ м², $\dfrac{V}{h} = 0{,}3013\left(0{,}18 + \dfrac{0{,}82\cdot 0{,}05}{0{,}009957}\right) = 0{,}3013\cdot 4{,}298 = 1{,}295$ м³/м.
Предварительная промывка: $\pi(0{,}478^2 - 0{,}108^2) = 0{,}6812$ м², $\dfrac{V}{h} = 0{,}6812\left(0{,}18 + \dfrac{0{,}82\cdot 0{,}05}{0{,}0815}\right) = 0{,}6812\cdot 0{,}683 = 0{,}465$ м³/м.
Вытесняющая промывка: $\pi\cdot 0{,}18\cdot(1{,}5^2 - 0{,}108^2) = 1{,}266$ м³/м.
На интервал 10 м: соляной кислоты 4,65 м³, глинокислоты 12,95 м³, вытесняющего раствора 12,66 м³; продавка — объём НКТ $\pi\cdot 0{,}062^2/4\cdot 2500 = 7{,}55$ м³. Всего 37,8 м³.
Проверка: фронт соляной кислоты (0,478 м) дальше фронта плавиковой (0,328 м) — HF не встретит карбонат. Сам раствор основной кислоты займёт поры до $\sqrt{0{,}108^2 + 1{,}295/(\pi\cdot 0{,}18)} = 1{,}52$ м: без вытесняющей промывки отработанная глинокислота с фторсиликатами останется у самого ствола.

Ответ: На метр интервала: 0,465 м³ соляной кислоты, 1,295 м³ глинокислоты и 1,266 м³ вытесняющего раствора; на всю обработку с продавкой — около 37,8 м³ жидкостей.

Что это значит. Основная кислота почти целиком расходуется на быстро реагирующие минералы: поровый объём кольца до 0,328 м — лишь 4 % её объёма. Поэтому объём сильно зависит от доли этих минералов и от глубины повреждения: если бы HF нужно было довести не до 0,22, а до 0,30 м за стенку, он вырос бы в 1,6 раза. Расчёт по резкому фронту объём занижает — не учтены реакция с кварцем и неравномерный приём кислоты прослоями, — поэтому на практике закладывают запас и проверяют объём испытаниями на керне и опытом обработок на месторождении. Данные примера условные.

Вторичные и третичные осадки и как этапы их предупреждают

Плавиковая кислота неизбежно создаёт продукты, которые могут выпасть. По тому, когда и где они образуются, различают три группы реакций (вторичные осадки):

Первичные реакции и осадки при контакте: сама HF растворяет минералы. Осадок здесь выпадает, если она встретит кальций (фторид кальция) или натрий и калий из пластовой или морской воды, из рассолов и солевых отклонителей — тогда выпадают фторсиликаты и фторалюминаты.
Вторичные реакции: отработанная кислота, богатая фторсиликатами, медленно реагирует с глинами и полевыми шпатами дальше от ствола: фтор переходит от кремния к алюминию, а кремний выпадает водным кремнезёмом — гелем. Эти реакции медленнее первичных и ускоряются с температурой: в горячих пластах они начинаются ещё во время закачки.
Третичные реакции: фторидные комплексы алюминия продолжают реагировать с глинами, выщелачивая из них алюминий и оставляя ещё кремнезём. Когда кислота истощается и pH растёт, могут выпасть фториды и гидроксиды алюминия, а из железа — гидроксиды железа.

Полностью избежать вторичных реакций нельзя — можно сделать их безвредными. Для этого и нужны этапы:

предварительная промывка убирает карбонаты и оттесняет пластовую воду с натрием, калием и кальцием — фторид кальция и фторсиликаты не образуются там, где идёт плавиковая кислота;
соляная кислота в глинокислоте и высокое отношение HCl к HF держат pH низким — продукты реакций дольше остаются в растворе;
вытесняющая промывка отодвигает отработанную кислоту туда, где осадок мало влияет на приток;
быстрое освоение выносит отработанную кислоту, пока вторичные реакции не зашли далеко;
только соли аммония: для промывок и продавки — раствор хлорида аммония, а не хлоридов натрия или калия; глинокислоту не разбавляют морской водой, а каменную соль не применяют как отклонитель вместе с плавиковой кислотой.

Почему выгодно отодвигать, видно из формулы Хокинса (Скин-фактор). Отработанная глинокислота занимает один и тот же объём пор, куда бы её ни оттеснили: кольцо от $r_1$ до $r_2$ , где $r_2^2 - r_1^2 = V/(\pi\phi h)$ . Если осадок снижает проницаемость кольца в $k/k_{\text{п}}$ раз, его скин:

Скин кольца с осадком из отработанной кислоты

S_{\text{п}} = \left(\frac{k}{k_{\text{п}}} - 1\right)\ln\frac{r_2}{r_1} = \frac12\left(\frac{k}{k_{\text{п}}} - 1\right)\ln\left(1 + \frac{V}{\pi\phi h\,r_1^2}\right)

где:

$S_{\text{п}}$ скин кольца с осадком, —
$k,\ k_{\text{п}}$ проницаемость пласта и проницаемость кольца с осадком, мД
$r_1,\ r_2$ внутренний и внешний радиусы кольца, занятого отработанной кислотой, м
$V$ объём основной кислоты, м³
$h,\ \phi$ толщина интервала и пористость, м, доли единицы

Единицы: любые согласованные; логарифм натуральный

Справедливо, если

кислоту вытесняют поршнем, без перемешивания; осадок распределён по кольцу равномерно и снижает проницаемость одинаково, где бы кольцо ни оказалось;
поток радиальный, повреждение у ствола уже удалено.

Оттеснённое дальше кольцо того же объёма тоньше, и его вес в скине меньше: когда $r_1$ много больше толщины кольца, скин убывает примерно как $1/r_1^2$ .

Расчётный примерЗачем вытесняющая промывка: один и тот же осадок у ствола и в 1,5 м

Исходные данные (условные)

Из предыдущего примера: основная кислота 1,295 м³/м, пористость 0,18, $r_w = 0{,}108$ м; вытесняющая промывка 1,266 м³/м
Осадок: снижает проницаемость кольца с отработанной кислотой вдвое, $k/k_{\text{п}} = 2$ (принято)

Решение

Без вытесняющей промывки кольцо начинается у стенки и доходит до 1,52 м: $S_{\text{п}} = (2 - 1)\ln\dfrac{1{,}52}{0{,}108} = 2{,}64$ .
С промывкой кольцо начинается на 1,5 м: $r_2 = \sqrt{1{,}5^2 + 1{,}295/(\pi\cdot 0{,}18)} = 2{,}13$ м, $S_{\text{п}} = \ln\dfrac{2{,}13}{1{,}5} = 0{,}35$ .
Тот же осадок даёт в 7,5 раза меньший скин.

Ответ: Без вытесняющей промывки осадок добавил бы к скину около 2,64, с промывкой — около 0,35.

Что это значит. Скин +2,6 вернул бы заметную часть того, что обработка удалила; скин +0,35 почти незаметен. Отсюда правило: отработанную глинокислоту отодвигают на 1–1,5 м или быстро выносят. Расчёт идеализирован — в действительности отработанная кислота перемешивается с промывкой, и часть осадка остаётся ближе к стволу, поэтому промывку берут с запасом. Данные примера условные.

РасчётГде оказываются жидкости этапов в конце обработки из примера: без вытесняющей промывки и с ней. Шкала радиуса логарифмическая. Расчёт по объёмам этапов, вытеснение поршневое, без перемешивания.

Добавки

Кислоту без добавок не закачивают: она разъедает металл, переводит железо в раствор, образует с нефтью эмульсии и шлам. Добавки решают эти задачи, но сами могут навредить — прореагировать друг с другом, стабилизировать эмульсию, адсорбироваться на породе. Поэтому каждую обосновывают отдельно и весь состав проверяют на совместимость с нефтью, пластовой водой и породой (Источники повреждения пласта).

Основные добавки к кислотным составам

Добавка: Ингибитор коррозии
Зачем: защищает трубы и оборудование: кислота растворяет сталь с выделением водорода
О чём помнить: действие слабеет с температурой и временем; для хромистых и дуплексных сталей нужны особые составы; отработанная кислота тоже коррозионна

Добавка: Стабилизатор железа
Зачем: удерживает железо в растворе: комплексообразователи (лимонная кислота, ЭДТА) или восстановители, переводящие трёхвалентное железо в двухвалентное
О чём помнить: гидроксид трёхвалентного железа выпадает уже при pH около 2–3, двухвалентного — лишь около 7–8

Добавка: Неэмульгирующие ПАВ и деэмульгаторы
Зачем: не дают кислоте и отработанному раствору образовать с нефтью эмульсию
О чём помнить: подбирают по испытаниям с нефтью пласта; лишний ПАВ сам стабилизирует эмульсию

Добавка: Противошламовые добавки
Зачем: предупреждают выпадение асфальтенов в шлам при контакте кислоты с нефтью
О чём помнить: особенно нужны, если в кислоте есть трёхвалентное железо

Добавка: Взаимный растворитель
Зачем: растворяется и в воде, и в нефти: снимает нефтяные плёнки, помогает сделать породу гидрофильной и вынести отработанную кислоту
О чём помнить: пример — монобутиловый эфир этиленгликоля; может ослабить ингибитор коррозии

Добавка: Стабилизатор глин
Зачем: закрепляет глинистые частицы и уменьшает их перенос
О чём помнить: действие часто временное

Добавка	Зачем	О чём помнить
Ингибитор коррозии	защищает трубы и оборудование: кислота растворяет сталь с выделением водорода	действие слабеет с температурой и временем; для хромистых и дуплексных сталей нужны особые составы; отработанная кислота тоже коррозионна
Стабилизатор железа	удерживает железо в растворе: комплексообразователи (лимонная кислота, ЭДТА) или восстановители, переводящие трёхвалентное железо в двухвалентное	гидроксид трёхвалентного железа выпадает уже при pH около 2–3, двухвалентного — лишь около 7–8
Неэмульгирующие ПАВ и деэмульгаторы	не дают кислоте и отработанному раствору образовать с нефтью эмульсию	подбирают по испытаниям с нефтью пласта; лишний ПАВ сам стабилизирует эмульсию
Противошламовые добавки	предупреждают выпадение асфальтенов в шлам при контакте кислоты с нефтью	особенно нужны, если в кислоте есть трёхвалентное железо
Взаимный растворитель	растворяется и в воде, и в нефти: снимает нефтяные плёнки, помогает сделать породу гидрофильной и вынести отработанную кислоту	пример — монобутиловый эфир этиленгликоля; может ослабить ингибитор коррозии
Стабилизатор глин	закрепляет глинистые частицы и уменьшает их перенос	действие часто временное

Концентрации и марки добавок подбирают по пластовой температуре, времени контакта и испытаниям. Азот добавляют к промывкам газовых и истощённых скважин, чтобы облегчить вынос отработанной кислоты.

Железо — главный источник неприятностей. Трёхвалентное железо дают ржавчина и окалина в трубах и ёмкостях, двухвалентное — главным образом железистые минералы пласта: сидерит, хлорит, пирит. Трёхвалентное железо к тому же провоцирует образование шлама с асфальтеновыми нефтями. Поэтому перед закачкой НКТ промывают кислотой с выносом на поверхность, а кислоту подают по чистым линиям или через гибкие трубы, минуя старые НКТ.

Размещение и отклонение

Кислота идёт туда, где сопротивление меньше: в самые проницаемые и наименее повреждённые прослои, а при закачке по НКТ — сначала в верхние отверстия. Растворив повреждение там, она открывает себе путь ещё шире, и повреждённые прослои остаются необработанными. Поэтому на интервале длиннее нескольких метров нужен способ отклонения (acid diversion):

механический — пакеры и мостовые пробки, сдвоенный пакер на гибких трубах, обработка интервала за интервалом; шаровые уплотнители, которые садятся на принимающие отверстия;
химический — вязкие гели и пены, временно повышающие сопротивление принимающих прослоев; частицы-отклонители, образующие на стенке корку, которая потом растворяется: в карбонатах — бензойная кислота или соль, в песчаниках — смолы, растворимые в нефти;
гибкие трубы — подают кислоту точно против интервала, не прогоняя в пласт грязь из НКТ и жидкость из ствола.

Обычно чередуют порции кислоты и отклонителя — ориентировочно одну пару на каждые 5–8 м интервала. Отклонитель повышает давление закачки, и этот рост не нужно принимать за новое повреждение. Подробнее об отклонении, об обработках горизонтальных скважин и карбонатов — в теме Кислотные обработки карбонатов и особых скважин.

Расход и давление закачки ниже давления разрыва

Матричную обработку ведут так, чтобы забойное давление оставалось ниже давления, при котором в пласте раскрывается и растёт трещина (Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение; как его находят по ступенчатой закачке — Механика горных пород для гидроразрыва), с запасом на неточность этого давления и на колебания при работе насосов. Предельный расход следует из формулы установившегося притока (Установившийся радиальный приток), записанной для закачки:

Предельный расход матричной закачки

q_{\max} = \frac{2\pi k h\,(p_f - \Delta p_{\text{зап}} - \bar p)}{\mu\left(\ln\dfrac{r_e}{r_w} + S\right)}

где:

$q_{\max}$ предельный расход в пластовых условиях; для водных растворов кислоты почти равен расходу на поверхности, м³/с
$k,\ h$ проницаемость пласта и толщина обрабатываемого интервала, м², м
$p_f$ давление на глубине пласта, при котором раскрывается и растёт трещина, Па
$\Delta p_{\text{зап}}$ запас на неточность $p_f$ и колебания давления, Па
$\bar p$ пластовое давление, Па
$\mu$ вязкость закачиваемой жидкости в пласте (близка к вязкости пластового флюида), Па·с
$r_e,\ r_w,\ S$ радиус области дренирования, радиус скважины и текущий скин, м, м, —

Единицы: СИ; $\ln$ — натуральный логарифм

Справедливо, если

установившийся радиальный поток, давление на расстоянии $r_e$ равно пластовому; закачка длится часы, возмущение давления не успевает дойти до $r_e$ , поэтому перепад завышен, а расход получается с запасом;
вязкости кислоты и пластового флюида близки; если пластовый флюид заметно вязче, расход, рассчитанный по вязкости кислоты, завышен;
пласт однороден; в слоистом интервале расход делится между прослоями неравномерно.

По мере растворения повреждения скин падает, и предельный расход растёт. Поэтому закачку начинают с малого расхода и увеличивают его ступенями, следя, чтобы забойное давление оставалось ниже предела.

В других системах единиц (2)

Метрические промысловые единицы

q_{\max}\,[\text{м}^3/\text{сут}] = \frac{0{,}536\,k\,h\,(p_f - \Delta p_{\text{зап}} - \bar p)}{\mu\left(\ln(r_e/r_w) + S\right)}

$k$ — мД, $h$ — м, давления — МПа, $\mu$ — мПа·с; для расхода в м³/мин постоянная $3{,}72\cdot 10^{-4}$ .

$0{,}536 = 2\pi\cdot 0{,}0853$ , как в формуле Дюпюи; $3{,}72\cdot 10^{-4} = 0{,}536/1440$ .

Промысловые единицы (oilfield)

q_{\max}\,[\text{bbl/min}] = \frac{4{,}917\cdot 10^{-6}\,k\,h\,(p_f - \Delta p_{\text{зап}} - \bar p)}{\mu\left(\ln(r_e/r_w) + S\right)}

$k$ — мД, $h$ — ft, давления — psi, $\mu$ — сП; расход — баррели в минуту.

$4{,}917\cdot 10^{-6} = 7{,}08\cdot 10^{-3}/1440$ .

Насос «видит» не забойное давление, а давление на устье. Их связывают гидростатика и трение в трубах:

Давление на устье при закачке

p_{\text{у}} = p_w - \rho g H + \Delta p_{\text{тр}}

где:

$p_{\text{у}}$ давление на устье в трубах, по которым закачивают, Па
$p_w$ забойное давление против интервала, Па
$\rho$ плотность жидкости в трубах, кг/м³
$g$ ускорение свободного падения, м/с²
$H$ глубина интервала по вертикали, м
$\Delta p_{\text{тр}}$ потери на трение в трубах при данном расходе — по уравнению Фаннинга (Потери давления при циркуляции), Па

Единицы: СИ; в метрических единицах $\rho g H = 0{,}00981\,\rho H$ (МПа при $\rho$ в г/см³ и $H$ в м)

Справедливо, если

трубы заполнены одной жидкостью; когда в трубах сменяются жидкости разной плотности, гидростатика меняется по ходу закачки;
трение растёт почти как квадрат расхода; потери в устьевом оборудовании и в перфорационных отверстиях малы или учтены отдельно.

Чем больше расход, тем больше трение и тем выше допустимое давление на устье при том же пределе на забое. Поэтому предел задают не одним числом, а линией «расход — давление на устье».

Расчётный примерПредельные расход и давление закачки

Исходные данные (условные)

Пласт: интервал на 2500 м по вертикали, $k = 50$ мД, $h = 10$ м, $r_w = 0{,}108$ м, $r_e = 300$ м; пластовое давление 23,0 МПа
Давление раскрытия трещины: 41,0 МПа по ступенчатой закачке в соседней скважине; запас 2,0 МПа
Жидкости: вязкость кислоты и нефти в пласте около 0,9 мПа·с; в трубах 15 %-я HCl, 1,073 г/см³, вязкость 1,0 мПа·с
Скважина: скин до обработки +8; НКТ внутренним диаметром 62 мм, шероховатость 0,03 мм; объём всей программы из предыдущего примера 37,8 м³

Решение

Предельное забойное давление $41{,}0 - 2{,}0 = 39{,}0$ МПа; допустимая репрессия $39{,}0 - 23{,}0 = 16{,}0$ МПа.
$\ln(300/0{,}108) = 7{,}929$ . При $S = 8$ : $q_{\max} = \dfrac{0{,}536\cdot 50\cdot 10\cdot 16{,}0}{0{,}9\cdot(7{,}929 + 8)} = 299$ м³/сут, или 0,2076 м³/мин (1,31 bbl/min).
Гидростатика кислоты: $0{,}00981\cdot 1{,}073\cdot 2500 = 26{,}315$ МПа.
Трение при 0,2076 м³/мин: скорость 1,146 м/с, число Рейнольдса около 76 тыс., коэффициент Фаннинга по уравнению Колбрука 0,00526, потери 0,598 МПа.
Предел давления на устье: $39{,}0 - 26{,}315 + 0{,}598 = 13{,}28$ МПа.
Когда скин упадёт до +2: $q_{\max} = 0{,}333$ м³/мин, трение 1,444 МПа, предел на устье $39{,}0 - 26{,}315 + 1{,}444 = 14{,}13$ МПа.
При среднем расходе 0,25 м³/мин вся программа займёт около $37{,}8/0{,}25 = 151$ мин — 2,5 ч.

Ответ: В начале — не больше 0,208 м³/мин при давлении на устье до 13,28 МПа; по мере очистки — до 0,333 м³/мин и 14,13 МПа.

Что это значит. Предел на устье почти не меняется, а допустимый расход по мере очистки растёт в 1,6 раза — поэтому расход поднимают ступенями, следя за давлением. Пока в трубах более лёгкая жидкость (нефть, раствор хлорида аммония), гидростатика меньше, и тот же предел на забое соответствует более высокому давлению на устье — предел пересчитывают при каждой смене жидкости. Если бы нефть в пласте была заметно вязче кислоты, расход, рассчитанный по вязкости кислоты, был бы завышен. Данные примера условные.

РасчётЗабойное давление при закачке в скважину из примера в зависимости от расхода для нескольких значений скина. Предельное давление — 39 МПа (давление раскрытия трещины 41 МПа минус запас); точки — предельные расходы при скине +8 и +2.

Освоение и оценка результата по скину

После вытесняющей промывки скважину как можно быстрее осваивают: отработанная кислота продолжает реагировать, и чем дольше она стоит в пласте, тем больше вторичных осадков. Газовые и истощённые скважины осваивают с азотом, нефтяные — насосом или свабированием. Отработанный раствор кислый, коррозионный и может нести сероводород; его принимают в отдельные ёмкости и нейтрализуют. Пробы отработанной кислоты — её кислотность, содержание железа, кальция, кремния — показывают, что и сколько растворено.

Ход обработки видно уже во время закачки. Если расход и давление записывать и пересчитывать к забою, формулу предельного расхода можно решить относительно скина — получится кажущийся скин:

Кажущийся скин во время закачки

S_{\text{каж}} = \frac{2\pi k h\,(p_w - \bar p)}{q\,\mu} - \ln\frac{r_e}{r_w}

где:

$S_{\text{каж}}$ кажущийся скин в момент замера, —
$p_w$ забойное давление: давление на устье плюс гидростатика минус трение, Па
$q$ текущий расход закачки, м³/с
$k,\ h,\ \mu,\ \bar p,\ r_e,\ r_w$ как в формуле предельного расхода, м², м, Па·с, Па, м, м

Единицы: СИ; в метрических промысловых единицах $2\pi$ заменяют на 0,536 (расход в м³/сут)

Справедливо, если

поток установившийся; неустановившиеся эффекты в начале закачки и после смены расхода искажают значение;
в кажущийся скин входят и псевдоскины, и вязкий вал кислоты, и действие отклонителя.

Важно не значение, а тренд: пока кажущийся скин падает, кислота работает; когда он перестал снижаться, этап можно заканчивать. Порции отклонителя временно поднимают его. Методы, учитывающие неустановившийся режим, дают более точную оценку.

Расчётный примерОценка обработки: кажущийся скин и исследование после освоения

Исходные данные (условные)

Замер в середине закачки глинокислоты: расход 0,30 м³/мин, давление на устье 12,6 МПа; в трубах кислота — гидростатику и трение считаем, как в предыдущем примере, по 15 %-й HCl (плотность глинокислоты почти та же)
Скважина: из предыдущего примера: $k = 50$ мД, $h = 10$ м, пластовое давление 23,0 МПа, $\mu = 0{,}9$ мПа·с
Исследования скважины: до обработки скин +8,0, из них псевдоскин перфорации +1,0; после освоения скин +1,4

Решение

Трение при 0,30 м³/мин — 1,187 МПа; забойное давление $12{,}6 + 26{,}315 - 1{,}187 = 37{,}73$ МПа — ниже предела 39,0 МПа.
Кажущийся скин: $\dfrac{0{,}536\cdot 50\cdot 10\cdot(37{,}73 - 23{,}0)}{0{,}30\cdot 1440\cdot 0{,}9} - 7{,}929 = 2{,}2$ — со скина +8 в начале закачки.
Скин повреждения до обработки $8{,}0 - 1{,}0 = 7{,}0$ , после $1{,}4 - 1{,}0 = 0{,}4$ : удалено 94 %.
Рост продуктивности при той же депрессии (Повреждение пласта и скин повреждения): $\ln(300/0{,}108) - 0{,}75 = 7{,}179$ ; $\dfrac{7{,}179 + 8{,}0}{7{,}179 + 1{,}4} = 1{,}77$ .

Ответ: К середине закачки кажущийся скин упал до 2,2; по исследованию после освоения удалено около 94 % скина повреждения, и продуктивность при той же депрессии выросла примерно в 1,77 раза.

Что это значит. Кажущийся скин во время закачки показывает тренд, а итог дают исследование после освоения и дебит. Результат сравнивают с прогнозом и с затратами (Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин). Если скин не снизился, разбирают причины: не тот состав, кислота ушла не в тот прослой, осадки, эмульсия, — и уточняют технологию для следующих скважин. Данные примера условные.

Кислоты под давлением

Кислотная обработка — работа с агрессивными и токсичными веществами под давлением. Плавиковая кислота особенно опасна: она проникает через кожу, боль может появиться не сразу, а поражение затрагивает глубокие ткани и весь организм. Пары соляной кислоты разъедают дыхательные пути. С сульфидами железа и в сероводородсодержащих скважинах кислота выделяет сероводород; азот и газ при освоении создают дополнительную опасность давления. Описание в уроке учебное, а не порядок работ: обработки ведут обученные бригады по утверждённым планам, со средствами защиты, опрессованными линиями и планом действий при разливе или выбросе.

Термины и обозначения

Глинокислота: смесь соляной и плавиковой кислот для песчаников; крепость записывают парой чисел, например «12–3».
Растворяющая способность $\beta$ , $X$: масса минерала на единицу массы чистой кислоты и объём минерала на единицу объёма раствора.
Предварительная промывка: соляная кислота перед глинокислотой: убирает карбонаты и оттесняет пластовую воду.
Вытесняющая промывка: раствор хлорида аммония, слабая кислота или углеводородная жидкость после глинокислоты: оттесняет отработанную кислоту от ствола.
Вторичные и третичные осадки: кремнезёмный гель, фториды и гидроксиды алюминия, выпадающие при дальнейших реакциях отработанной глинокислоты с минералами.
Отклонение кислоты: приёмы, заставляющие кислоту входить во все прослои интервала.
Кажущийся скин: скин, рассчитанный по текущим расходу и давлению закачки; по его снижению следят за ходом обработки.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Раз плавиковая кислота растворяет кварц, чем её больше, тем лучше».

На самом деле

Крепкая HF быстрее расходуется у стенки, сильнее разрушает цемент породы и даёт больше вторичных осадков. В глинистых и полевошпатовых породах берут 0,5–1,5 % HF.

Неверно

«Предварительная промывка соляной кислотой лишняя: в глинокислоте и так есть соляная кислота».

На самом деле

Карбонат, до которого дойдёт глинокислота, прореагирует и с соляной, и с плавиковой кислотой — выпадет фторид кальция; к тому же без промывки HF встретит пластовую воду с натрием и калием. Промывка убирает и то и другое заранее.

Неверно

«Для продавки подойдёт любой рассол — например, раствор хлорида калия».

На самом деле

Натрий и калий дают с фторсиликатами нерастворимые соли. Для промывок и продавки после глинокислоты берут хлорид аммония.

Неверно

«После кислоты скважину лучше оставить на сутки, чтобы кислота доработала».

На самом деле

Отработанная глинокислота не «дорабатывает», а образует вторичные осадки. Скважину осваивают как можно быстрее.

Неверно

«Давление на устье держим ниже давления разрыва — значит, пласт не разорвём».

На самом деле

Предел относится к забою. Давление на забое больше устьевого на гидростатику и меньше на трение: при 2500 м столб кислоты добавляет около 26 МПа, и 13 МПа на устье — это уже почти 39 МПа на забое.

Подробно: для продвинутых

Быстрые и медленные минералы: почему фронт плавиковой кислоты размыт

Расчёт объёма по резкому фронту предполагает, что HF растворяет быстро реагирующие минералы полностью и сразу. На деле скоростей две: глины и полевые шпаты реагируют быстро, кварц — медленно, но его в породе очень много. Поэтому кислота по дороге расходуется и на кварц, фронт растворения быстрых минералов размыт, а вперёд уходит частично отработанная кислота. Соотношение скорости реакции и скорости подачи кислоты описывает число Дамкёлера: когда реакция быстрая по сравнению с подачей (высокая температура, малый расход), фронт резкий и короткий; когда медленная — размытый и длинный, но кислота доходит дальше ослабленной.

Число кислотной ёмкости и объём этапа

N_{\text{к}} = \frac{\phi\,X}{(1 - \phi)\,x},\qquad \frac{V}{h} = \pi\,(r^2 - r_w^2)\,\phi\left(1 + \frac{1}{N_{\text{к}}}\right)

где:

$N_{\text{к}}$ число кислотной ёмкости (acid capacity number): сколько минерала растворит кислота, заполняющая поры, по отношению к минералу в том же объёме породы, —
$\phi,\ X,\ x,\ r,\ r_w$ как в формуле объёма этапа, —, м³/м³, —, м, м

Единицы: безразмерное

Справедливо, если

те же, что для расчёта объёма по резкому фронту.

Объём этапа — поровый объём кольца, умноженный на $1 + 1/N_{\text{к}}$ . Для глинокислоты из примера урока $N_{\text{к}} \approx 0{,}044$ : на каждый поровый объём нужно ещё около 23, чтобы растворить быстрые минералы. Для соляной кислоты по кальциту $N_{\text{к}} \approx 0{,}36$ .

При высокой температуре все реакции быстрее, HF расходуется ближе к стволу, а вторичные реакции начинаются ещё во время закачки. Поэтому для горячих пластов крепость глинокислоты снижают, часть соляной кислоты заменяют органической или применяют составы, которые выделяют HF постепенно, — например, на основе борфтористоводородной кислоты, которая гидролизуется в пласте с образованием HF.

Сколько «стоит» вязкий отклонитель

Вязкий отклонитель работает как зона пониженной подвижности. Если поры до радиуса $r_{\text{в}}$ заполнены жидкостью вязкостью $\mu_{\text{в}}$ , а дальше — жидкостью вязкостью $\mu$ , дополнительный перепад давления такой же, как от зоны с проницаемостью $k\mu/\mu_{\text{в}}$ . По аналогии с формулой Хокинса:

Скин зоны вязкого отклонителя

S_{\text{в}} = \left(\frac{\mu_{\text{в}}}{\mu} - 1\right)\ln\frac{r_{\text{в}}}{r_w}

где:

$S_{\text{в}}$ дополнительный скин зоны, заполненной отклонителем, —
$\mu_{\text{в}},\ \mu$ вязкость отклонителя и вязкость жидкости, к которой отнесён скин, мПа·с
$r_{\text{в}},\ r_w$ радиус зоны отклонителя и радиус скважины, м

Единицы: любые согласованные; логарифм натуральный

Справедливо, если

вязкость постоянна; на деле гели и пены разжижаются при сдвиге — у ствола, где скорость велика, их вязкость меньше, в глубине больше, на этом и основано отклонение;
проницаемость зоны не меняется.

Гель в 50 раз вязче кислоты, ушедший на 0,3 м за стенку скважины радиусом 0,108 м, даёт $S_{\text{в}} = 49\ln(0{,}408/0{,}108) \approx 65$ . Поэтому порции отклонителя резко поднимают кажущийся скин; этот скин уходит, когда гель разрушается или его вытесняют.

Связь с другими темами

Кислотные обработки: принцип, экономика и выбор скважин — что делает кислота в песчанике и карбонате, экономика обработки и выбор скважин.
Источники повреждения пласта — какие повреждения создают операции и как их распознать.
Повреждение пласта и скин повреждения — скин повреждения и модель зоны пониженной проницаемости.
Кислотные обработки карбонатов и особых скважин — червоточины, обработки карбонатов, горизонтальных скважин и кампании обработок.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — давление разрыва и его оценка.
Механика горных пород для гидроразрыва — давление раскрытия трещины по ступенчатой закачке.
Установившийся радиальный приток — формула установившегося притока, на которой основан предельный расход.
Скин-фактор — формула Хокинса, составляющие скина и псевдоскины.
Потери давления при циркуляции — трение в трубах.
Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин — когда вместо кислоты нужна трещина.

Проверьте себя

1
Зачем перед глинокислотой закачивают соляную кислоту?
1. А.Чтобы растворить кварц
2. Б.Чтобы убрать карбонаты и оттеснить пластовую воду с натрием, калием и кальцием
3. В.Чтобы снизить вязкость нефти
4. Г.Чтобы раскрыть трещины
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Чтобы убрать карбонаты и оттеснить пластовую воду с натрием, калием и кальцием
Плавиковая кислота с кальцием даёт нерастворимый фторид кальция, а её продукты с натрием и калием — фторсиликаты. Предварительная промывка растворяет карбонаты там, куда дойдёт HF, и уводит пластовую воду от ствола. Кварц соляная кислота не растворяет, трещины при матричной обработке раскрывать нельзя.
2
Сколько килограммов доломита растворит 1 м³ 10 %-й соляной кислоты плотностью 1,047 г/см³ и какой это объём при плотности доломита 2,87 г/см³?
Показать ответ
В кубометре раствора $0{,}10\cdot 1047 = 104{,}7$ кг HCl. Для доломита $\beta = 184{,}40/(4\cdot 36{,}46) = 1{,}264$ , поэтому растворится $104{,}7\cdot 1{,}264 \approx 132$ кг доломита, или $132/2870 \approx 0{,}046$ м³. Для сравнения, 15 %-я кислота растворяет около 0,071 м³ доломита.
3
Какую жидкость выбрать для вытесняющей промывки после глинокислоты?
1. А.Морскую воду
2. Б.Рассол хлорида кальция
3. В.Раствор хлорида калия 3 %
4. Г.Раствор хлорида аммония
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Раствор хлорида аммония
Калий и натрий морской воды дают с фторсиликатами нерастворимые соли, кальций — фторид кальция. Соли аммония хорошо растворимы, поэтому для промывок и продавки после глинокислоты берут хлорид аммония (или слабую соляную кислоту, углеводородную жидкость).
4
Отработанную глинокислоту решили отодвинуть не за 1,5 м, а только за 1,0 м от оси скважины (пористость 0,18, $r_w = 0{,}108$ м, основной кислоты 1,30 м³/м). Сколько нужно вытесняющего раствора на метр и что теряем?
Показать ответ
Объём $\pi\cdot 0{,}18\cdot(1{,}0^2 - 0{,}108^2) \approx 0{,}56$ м³/м — в 2,3 раза меньше, чем 1,27 м³/м для 1,5 м. Но кольцо с отработанной кислотой окажется между 1,0 и $\sqrt{1 + 1{,}30/(\pi\cdot 0{,}18)} \approx 1{,}82$ м, и при вдвое сниженной проницаемости его скин составит $\ln 1{,}82 \approx 0{,}60$ вместо 0,35. Экономия на промывке оборачивается большим остаточным скином.
5
Трубы уже заполнены кислотой, расход постоянный, а давление на устье начало плавно снижаться. Что это скорее всего значит?
1. А.Отклонитель дошёл до отверстий
2. Б.Кислота растворяет повреждение, скин падает
3. В.Пласт разорван
4. Г.Насос неисправен
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Кислота растворяет повреждение, скин падает
При постоянном расходе и неизменной жидкости в трубах гидростатика и трение не меняются, и снижение давления на устье означает снижение забойного давления — то есть сопротивления призабойной зоны. Отклонитель, наоборот, поднял бы давление. Резкое падение давления у самого предела насторожило бы — это признак раскрывшейся трещины.
6
Почему кубометр глинокислоты 12–3 растворяет по объёму в восемь раз меньше глин, чем кубометр 15 %-й соляной кислоты растворяет кальцита, и что из этого следует для объёмов обработки?
Показать ответ
В глинокислоте всего 3 % HF, а на растворение глин её нужно много: 32 моля на формульную единицу каолинита против двух молей HCl на моль кальцита. Поэтому $X$ для каолинита около 0,01, а для кальцита около 0,08. Объём глинокислоты почти целиком уходит на быстро реагирующие минералы: он растёт пропорционально их доле и квадрату радиуса обработки, и глубокую зону глинокислотой не обработать — для неё нужна трещина.

Обновлено: 19 октября 2026 г.