Диссертация (1172970), страница 14
Текст из файла (страница 14)
Бензол растворяет ивыводит из образцов жидкие углеводороды (нефть, конденсат). Спирт выводитводу, фильтрат бурового раствора и водорастворимые соли.После экстракции образцы выветривались от спирта и бензола, затемотмывались от солей в горячей дистиллированной воде. Отмывка продолжалась доотсутствия реакции воды с раствором AgNO3. Затем образцы высушивались допостоянного веса в сушильных шкафах при температуре 105 °С. После сушкиобразцы извлекались из сушильного шкафа и помещались в эксикатор спрокаленным хлористым кальцием для остывания до комнатной температуры.Далее производилось измерение газопроницаемости пород по воздуху.Определение газопроницаемости пород по воздуху при стационарнойфильтрации проводилось согласно ГОСТ 26450.2-85.Контроль качества измерений осуществлялся по стандартным образцамгазопроницаемости СО–ГП.Далее определялась открытая пористость образца керна жидконасыщением.Открытая пористость образца керна определялась жидконасыщением поГОСТ 26450.1-85 с вычислением объема пор образца.Зная значения пористости и проницаемости проэкстрагированных и отмытыхот солей образцов, отбиралось необходимое количество колонок керна, каждая изкоторых состояла из 3-4 образцов.
Образцы для одной колонки керна подбиралисьтаким образом, чтобы значения проницаемости и пористости были близки, также78желательно, чтобы место отбора было близкое, за счет этого обеспечиваетсясхожесть состава горной породы.Созданиеостаточнойводонасыщенностипроизводилосьнавысокоскоростной центрифуге Jouan KR–25i с угловым ротором типа AKL 100.21согласно СТЛ 223.13.17.140/2013. За остаточную водонасыщенность принималосьнеснижаемое значение водонасыщенности при увеличении давления – последняяточка кривой капиллярного давления.
Затем образцы с остаточной неснижаемойводонасыщенностью насыщались керосином.Методика исследований влияния буровых растворов на фильтрационноемкостные свойства выполнялось в 4 этапа.Замер начальной проницаемости. На этом этапе выполнялась прокачка черезколонку керна 300-500 см³ (более 10 поровых объемов) керосина на пяти различныхперепадах и рассчитывались коэффициенты проницаемости.Образцы керна с созданной остаточной неснижаемой водонасыщенностью,насыщенные керосином, помещались в кернодержатель, где создавалисьпластовые условия (эффективное давление и температура), в течение 12-15 чпроизводилась выстойка для стабилизации параметров, моделирующих пластовые.Затем осуществлялась прокачка керосина с помощью измерительного насоса,который нагнетал рабочую жидкость в контейнер-разделитель, заполненныйкеросином.
Керосин поступал в керн со стороны «пласт». Выходя со стороны«скважина», керосин попадал в приемную емкость, в которой поддерживалосьпостоянное давление с помощью присоединенной расширительной емкости. В ходевсего этапа электронными измерителями давления ИД1-ИД6 регистрировалисьдавления на торцах колонки керна и на боковых отводах. Также регистрироваласьскорость прокачки керосина.
В конце прокачки рассчитывалась начальнаяпроницаемость по керосину.Моделирование инфильтрации бурового раствора в пласт осуществлялосьследующимобразом.Дляподдержаниярепрессиинамодельпластаиспользовалась расширительная емкость со сжатым азотом, подключенная ктермостатированному миксеру высокого давления. Испытуемый буровой раствор79находился в миксере под давлением и через соединительные трубки подавался вкернодержатель к омываемому торцу керна. Проходя по торцу, раствор черезтрубки попадал в мембранный контейнер-разделитель. Для обеспеченияпостоянного омывания торца керна раствором использовался реверсивный насос.Данный насос попеременно нагнетал рабочую жидкость в мембранный контейнерразделитель и возвращал ее обратно.
Тем самым обеспечивалось перетеканиебурового раствора из мембранного контейнера-разделителя в миксер и обратно. Походу движения раствор омывал торец керна с постоянной скоростью присоответствующей репрессии.В процессе омывания торца происходила инфильтрация раствора в керн.Проникающий в керн фильтрат вытеснял насыщающие его жидкости, которыевыходили с противоположного торца керна и, попадая в поршневой контейнерразделитель, вытесняли из него рабочую жидкость. Измерительный насос,работающий в режиме поддержания постоянного давления, фиксировал объемвышедшей рабочей жидкости.
Таким образом, осуществлялась регистрацияскорости проникновения фильтрата в породу. Процесс продолжался в течение 16ти часов. Этого времени обычно достаточно для того, чтобы в колонку кернапроник один объем пор фильтрата. Для предотвращения расслаивания буровогораствора и выпадения твердых наполнителей раствор в миксере постоянноперемешивался, а в мембранном контейнере–разделителе выход раствораосуществлялся из нижней части через спущенную в него трубку.Выдержка в течение 2-5 ч. Данный этап необходим по следующим причинам:a) смоделироватьтехнологическиепростоискважинывпроцессеспускоподъемных операций;b) дать возможность породе и флюидам полностью прореагировать сфильтратом бурового раствора;c) дать возможность всем флюидам распределиться в поровом пространстве.Вызов притока, очистка приствольной зоны и замер восстановленнойпроницаемости выполнялся как и первый этап.
Перепад давления между сторонами«скважина» и «пласт» составлял 6,89 МПа (1000 Psi) на этапе очистки80прискважинной зоны пласта от бурового раствора и фильтрата (около 1500 млпрокачки керосина), далее замер проницаемости производился еще на четырехперепадах. Выходя со стороны «скважина» керосин попадал в приемную емкость,в которой поддерживалось постоянное давление с помощью присоединеннойрасширительной емкости. В ходе всего этапа электронными измерителямидавления ИД1-ИД6 регистрировалось давление на торцах колонки керна и набоковых отводах.
Также регистрировалась скорость прокачки керосина. В концепрокачки измерялась восстановленная проницаемость по керосину.По результатам этапов 1 и 4 рассчитывается фазовая проницаемость покеросину на каждом участке колонки. Расчет осуществляется по формуле Дарси:k =где10000 Q μ L,F Pk – фазовая проницаемость по керосину, 10‾³ мкм²;Q – объемный расход керосина измерительного насоса, см³/с;μ – динамическая вязкость керосина при пластовой температуре, замереннаякапиллярным вискозиметром, мПа·с;L – длина составной колонки керна, 10‾² м;F – площадь поперечного сечения колонки керна, см2;P– перепад давления на участке колонки керна, Мпа.После этого на каждом участке рассчитывается коэффициент восстановленияпо формуле:K впр =k2,k1гдеКвпр – коэффициент восстановления проницаемости по керосину;гдеk1 – фазовая проницаемость по керосину на этапе 4, 10‾³ мкм²;гдеk2 – фазовая проницаемость по керосину на этапе 1, 10‾³ мкм²;Результаты эксперимента по оценке влияния биополимерного раствора бездобавления ингибирующих добавок на ФЭС представлены в таблицах 3.7-3.10.81Таблица 3.7 – Наименование и состав раствора эксперимента без добавлениясинтезированного продуктаНаименованиеБиополимерный хлоркалиевый растворСостав раствораБактерицид – 1,0 г/л;Экструзионный крахмал – 30,0 г/л;Биополимер – 3,0 г/л;Микромрамор (60 мкм) – 150,0 г/л;Хлорид калия – 60,0 г/л;Смазочная добавка – 15,0 г/л;Гидроксид натрия – 0,5 г/л.Таблица 3.8 – Состав колонки образцов керна эксперимента без добавленияОриентациясинтезированного продукта===ФЕС образца (ст.
усл.)Литологическое описаниеЛитотипПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слабослоистыйПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слабослоистыйПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слоистый, с намывамиглинистого материалаКпо(в),д. ед.Кпрг, 10ˉ³мкм²Песчаник0,104,84Песчаник0,113,57Песчаник0,112,31Таблица 3.9 – Результаты испытаний бурового раствора без добавленияУсловный образецсинтезированного продуктДлина,ммДиаметр,ммКоэффициентвосстановленияпроницаемости поучасткам, д. ед.123418,5020,0020,0020,0030,0030,0030,0030,000,410,420,440,42527,5030,000,6082Коэффициентвосстановленияпроницаемости повсему образцу, д.ед.Коэффициентвосстановленияпроницаемости в зонепроникновенияфильтрата (без учетабуровой корки), д.
ед.0,540,63Таблица 3.10 – Параметры проникновения фильтрата бурового раствора бездобавления синтезированного продуктСуммарная затухающаядинамическая фильтрация, смНезатухающая динамическаяфильтрация, см/с1,225 E-21,424 E-5Незатухающаястатическая фильтрация,см/с1,000 E-5Результаты эксперимента по оценке влияния биополимерного раствора сдобавлением синтезированного продукта (ПСМ) на ФЭС представлены в таблицах3.11-3.14.Таблица 3.11 – Наименование и состав раствора эксперимента с ПСМНаименованиеБиополимерный хлоркалиевый растворСостав раствораБактерицид – 1,0 г/л;Экструзионный крахмал – 30,0 г/л;Биополимер – 3,0 г/л;Микромрамор (60 мкм) – 150,0 г/л;Хлорид калия – 60,0 г/л;Смазочная добавка – 15,0 г/л;Гидроксид натрия – 0,5 г/л;Синтезированный продукт (ПСМ) – 10,0 г/л.ОриентацияТаблица 3.12 – Состав колонки образцов керна с добавлением ПМС===ФЕС образца (ст.
усл.)Литологическое описаниеЛитотипПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слабослоистыйПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слабослоистыйПесчаник буро-коричневый, среднемелкозернистый, слоистый, с намывамиглинистого материала83Кпо(в),д. ед.Кпрг, 10ˉ³мкм²Песчаник0,124,60Песчаник0,153,61Песчаник0,123,63Условный образецТаблица 3.13 – Результаты испытаний бурового раствора с добавлением ПМС12345Длина,ммДиаметр,ммКоэффициентвосстановленияпроницаемости поучасткам, д. ед.18,5020,0020,0020,0035,4030,0030,0030,0030,0030,000,570,730,900,850,80Коэффициентвосстановленияпроницаемости повсему образцу, д.ед.Коэффициентвосстановленияпроницаемости в зонепроникновенияфильтрата (без учетабуровой корки), д.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
