Математическое моделирование процесса закачки кислоты в карбонатный пласт с учетом формирования "червоточин"

• Автор: Смирнов, Александр Сергеевич
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 98 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ И СПОСОББ1 ИХ МАТЕМАТИЧЕСКОЕ О МОДЕЛИРОВАНИЯ.
1.1. Тенденции развития технологии кислотных обработок
1.2. Механизм образования "червоточин" в карбонатной пористой среде
1.3. Основные направления математического моделирования процесса кислотных обработок
ГЛАВА 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ КИСЛОТ С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
2.1. Растворимость карбонатных материалов в соляной кислоте
2.2. Кинетика реакции соляной кислоты с карбонатами
2.3. Лабораторные методы определения кинетических параметров реакции
ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ 5
3.1. Обоснование принятых допущений
3.2. Основные уравнения, описывающие распространение кислоты в карбонатной породе.
3.3. Линеаризация и приведение к безразмерному виду системы уравнений
3.4. Аналитическое решение задачи о закачке в карбонатный пласт раствора соляной кислоты для нулевого порядка реакции
3.5. Аналитическое решение задачи о закачке в карбонатный пласт раствора соляной кислоты для первого порядка реакции

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК
4Л. Петрофизическая модель пористой среды после образования "червоточин"
4.2. Оценка эффективности кислотной обработки в безразмерных параметрах
4.3. Прикладные задачи связанные с формированием "червоточин" в призабойной зоне скважин
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ПЕРЕВОД РАЗМЕРНОСТЕЙ В СИСТЕМУ СИ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
В связи с внедрением в производство интенсивных методов добычи нефти возникает необходимость более глубокого знания процессов происходящих в пласте и скважине, пересмотр устоявшихся взглядов на добычу нефти, применения современной теории на практике для достижения высоких уровней добычи нефти.
В настоящее время наблюдается устойчивая тенденция снижения извлекаемых запасов углеводородного сырья. Новые месторождения, вводящиеся в эксплуатацию, как правило, представлены низкопродуктивными, слабопроницаемыми коллекторами, запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых.
В подобных коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Кроме того, даже в высокопроницаемых коллекторах околоскважинная зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которые в значительной степени ухудшают продуктивность скважины в процессе добычи.
Поэтому для облегчения притока или поглощения жидкости в скважине прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Для восстановления гидродинамической связи пласта со скважиной приходится проводить работы по интенсификации притоков нефти и газа химическими и другими методами, позволяющими в существенной мере реализовать потенциальную продуктивность скважины.
Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дренажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смол и парафина, осевших на стенках поровых каналов.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока.

минерал минерал
Х~ V ~М• <21-4)
кисл кисл
где v - стехиометрические коэффициенты минерала и кислоты
соответственно, М— молекулярные массы минерала и кислоты.
Например, для реакции между 100% НС1 и СаС03 (2.1.1)
аншол)
100 (2) -(36.5)
где индекс 100 соответствует 100% НС1. Для другой концентрации кислоты коэффициент растворения надо умножить на долю кислоты в этом растворе:
Х5 = 0.15 ■ Хт - 0.15 -1.37 = 0.21.
С учетом плотностей минералов и кислотного раствора можно
рассчитать объемный коэффициент растворения ß :
кислоты
О _ Рк
Р-Х- • (2.1.5)
> минерала
Например, плотность 15%-ного раствора соляной кислоты равна 1.07г/см3, плотность кальцита (СаС03) - 2.71г/см3, тогда:
1.07 2.
ß =Х 15-7Г7ГГ =0-21-1.07/2.71=0.083.
Объемный коэффициент показывает, какая доля минерала взаимодействует с раствором кислоты соответствующей концентрации. В таблице 2.1.1 приведены данные по растворяющей способности различных кислот [16].