Если в (4.1) ki — проницаемость продуктивного пропластка на удалении от скважины, то коэффициент 5, — показатель, обусловленный всеми видами дополнительных сопротивлений фильтрации в призабойной зоне: несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия, изменением проницаемости в призабойной зоне, нарушением линейности закона фильтрации [формула (2.5)]. Таким образом, основным параметром, который изменяется при воздействии на призабойную зону, является коэффициент 5, и для увеличения продуктивности пропластка нужно стремиться к уменьшению S, минимальное значение которого может достигнуть — 1,5 (см. рис. 2.7), применяя методы воздействия на призабойную зону, ведущие к резкому увеличению ее проницаемости по сравнению с проницаемостью пласта. Если и в этом случае удельный коэффициент продуктивности малопроницаемого пропластка остается ниже, чем у высокопроницаемого, то для выравнивания фронта вытеснения остается понижать продуктивность хорошо проницаемого пропластка, а это обычно ведет к чувствительному уменьшению дебитов скважин.
86
Итак, даже при раздельном воздействии на призабойную зону пропластков мы не используем все возможности для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Приблизиться к этому можно лишь при раздельной эксплуатации пропластков различными сетками скважин либо применяя оборудование для одновременной раздельной эксплуатации, когда при разной продуктивности пропластков одинаковую скорость продвижения фронта вытеснения можно поддерживать, создавая различную депрессию.
К сожалению, направленное поинтервальное воздействие на призабойную зону скважины требует больших затрат времени и средств, а воздействие на весь пласт может оказаться неэффективным не только с точки зрения повышения нефтеотдачи, но и производительности скважины.
Применение методов воздействия на призабойную зону дает наибольший эффект в процессе освоения скважины после выхода ее из бурения. Это объясняется тем, что свойства пропластков при бурении ухудшаются пропорционально их проницаемости и получается более однородный по проницаемости пласт, обычно с повсеместно уменьшившейся проницаемостью, но в большей степени на участках с хорошей проницаемостью. Когда призабойная зона подвергается одному из методов воздействия, то в большей степени его воспринимают хорошо проницаемые пропластки, а так как степень изменения их свойств обычно большая, то и эффект от воздействия получается высоким.
Во время эксплуатации в результате перетоков жидкости при остановках скважины ухудшаться фильтрационные свойства будут у пропластков с более низким приведенным пластовым давлением*. Проницаемость таких пропластков может быть не самой высокой. При недифференцированном воздействии на призабойную зону большему воздействию подвергаются хорошо проницаемые пропластки. Эффективность последующих обработок гораздо ниже, чем при обработке после освоения скважины. Она будет снижаться при каждой последующей обработке, так как пласты с низкой и все более ухудшающейся проницаемостью вследствие внутрипластовых перетоков практически не подвергаются воздействию, а эффект от. многократного воздействия на хорошо проницаемые пропластки все время падает.
Существующие методы воздействия на призабойную зону делятся на три группы: химические, механические и тепловые. Последние, помимо улучшения свойств призабойной зоны, снижают вязкость нефти вблизи скважины, что увеличивает ее производительность.
Для выбора метода воздействия скважины комплексно исследуют: определяются коэффициент продуктивности, проницаемость призабойной зоны и пласта, показатель скин-эффекта, снимают дебитограмму ьи выявляют [пропластки, где ухудшились коллек
1 ... 25 26 27 28 29 30 31 32 ... 93
* Пояснения к вопросу перетоков даны в гл. 2 при совместном исследовании двух пластов.
87
торские свойства. Зная историю эксплуатации залежи и данной скважины, устанавливают причины изменения параметров.
ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КИСЛОТНЫМИ РАСТВОРАМИ
Задача 4. 1. Определить необходимое количество реагентов и составить план обработки призабойной зоны соляной кислотой для следующих условий: глубина скважины 1600 м; вскрытая толщина карбонатного коллектора h = 27 м; диаметр скважины по долоту D = 0,220 м; пластовое давление 15 МПа; пластовая температура 50 °С; коэффициент проницаемости 0,2-1012 м2; коэффициент продуктивности 50 м3/(сут-МПа); внутренний диаметр НКТ d = 0,062 м.
Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15 %-ным раствором соляной кислоты из расчета 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. Плотность кислоты при 25 °С р25 = 1 134 кг/м3. В связи с близостью подошвенной воды нижние 10 м (h') продуктивного пласта не обрабатывали.
Решение. Необходимый объем раствора Wp = 1 (27—10) = = 17 м3.
Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доле кислоты ее W
K определяем по формуле
= ttVP(5,09*p + 999)/[*K(5,09*K + 99S)l, (4.2)
где ак, ар объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.
При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем
Г|( = 17-15,0(5,09-15,0 + 999)/[27,5 (5,09.27,5-f 999)]= 8,75 м8.
Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты рассчитывается по формуле
WK Wр5,09дсрг(5,09дср + 999)/[рк (рк — 999)], (4.3)
где рк — плотность товарной кислоты приН5 °С.
Если плотность кислоты определена при другой температуре, то для ее пересчета необходимо воспользоваться следующей фо - мулой:
Р15 = Р/ + (2,67- 103р, - 2,52Ш - 15), (4.4)
где р<, р15 — плотности кислотного раствора при температурах t и 15 °С соответственно, кг/м3.
Находим плотность кислоты при 15 °С по (4.4)
р15 = 1134 + (2,67 • 10-М 134 — 2,52) (25 — 15) = 1139 кг/м
3.
Объем товарной кислоты
Wк = 17-5,09-15,0 (5,09-15,0 + 999)/[ 1139 (1139 — 999)] = 8,75 м3.
88
В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле
Гук = г>уКГр/Сук = 3 17/80 = 0,638 м3,
где ЬуК — норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, Ьук = 3 %; СуК — объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %.
В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого
Ги = 6иГр/с„ = 0,2.17/100 = 0,034 м3,
где Ьк — выбранная объемная доля реагента в растворе, %; си — объемная доля товарного продукта (ингибитора).
Количество интенсификатора (принимаем Марвелан-К (О)):
Гннт = бинт^р/ЮО = 0,3-17/100 = 0,051 м3, ' ' *
где Ьинт — норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 %. Желательно в первую половину раствора добавить 0,5 % — 42 л, во вторую 0,1 % — 9 л.
При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле
Охб — 21,3 Г р (&Хр/хк — 0,02), (4.5)