Диссертация (1172986), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Так как основная задача кислотногоГФС, описанного в работе, является удаление твердых карбонатных частиц35глинистого бурового раствора, продуктов распада геля ГРП, а не частицтерригенной породы коллектора, что может привести к разрушению скелетапороды и пересыпанию интервала перфорации скважин. Рекомендован киспользованию раствор соляной кислоты [21, 62, 63].Также немаловажной является оценка устойчивости состава, для чегонеобходимо изучить фазовое поведение системы «ГФС – нефть - вода», условияобразованияводонефтяныхмакроэмульсий,ухудшающихфильтрационныехарактеристики ПЗС.
Если система не образуют водонефтяных макроэмульсий вовсем диапазоне температур, то это указывает на хорошую совместимостькомпозиции на основе выбранного гидрофобизирующего ПАВ с пластовыминефтью и водой. В работе [21] экспериментально установлено, что при добавлениикатионоактивных ПАВ и увеличении его концентрации в системе «ГФС – нефть вода» снижается эмульгирующая способность, то есть вероятность образованияводонефтяных макроэмульсий.Исследование процесса гидрофобизации в пористой среде также хорошоописано в [21].
Методика исследований заключалась в наблюдении процессараспределения остаточной воды после ввода в поровую среду углеводородноговещества (керосина), после чего вводился раствор гидрофобизатора. В результатеэтих исследований установлено, что углеводородное вещество после ввода вводонасыщенную поровую среду занимает связанные между собой крупные поры,чтоговоритогидрофильномхарактересмачиваемости.Послевводагидрофобизатора катионоактивных ПАВ происходит его распространение вобъеме пор, насыщенных керосином и молекулы катионоактивных ПАВадсорбируются на поверхности пор, контактирующих с керосином. Затемначинается расширение фобизируемой поверхности в сторону той части, котораяконтактирует с остаточной водой.
Угол контакта поверхности раздела «вода нефть» у поверхности частиц, постепенно увеличиваясь, достигает 90 град ипродолжает возрастать. Это приводит к свертыванию капиллярных менисков вкапли воды, отслаиванию их от поверхности твердых частиц и перемещению их впоры. Освобождающееся пространство на контактах между твердыми частицами36занимает керосин.
В результате мы имеем гидрофобную поверхность пористойсреды, где смачивающей средой является керосин.2.1. Фильтрационные исследования образцов керна по определениюотносительных фазовых проницаемостейВрамкахподготовкиВосточно-Сургутскогокомплексатехническогоместорожденияпетрофизическихсиламиисследованийпроектанаразработкунаучно-производственногоТюменскогоотделения«СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз» были выполнены лабораторныеисследования образцов керна пласта ЮС2/1, отобранного на одной из скважинместорождения с целью определения относительных фазовых проницаемостей(ОФП) [2].Результаты данных исследований необходимы для определения значенияводонасыщенности породы, при котором начинается рост относительной фазовойпроницаемости по воде. Данный показатель в дальнейшем определит один изкритериев подбора скважин-кандидатов для обработки ГФС.Опыты проводились на экстрагированных образцах керна в соответствии стребованиями ОСТ-39-235-89 [22] для системы «модель пластовой воды - модельпластовой нефти».Образцы керна №3887-12, №3888-12, №3889-12 получены из скважины№3516 Восточно-Сургутского месторождения в интервале пласта ЮС2/12952,55-2966,55 м.
Краткая петрофизическая характеристика исследуемыхобразцов представлена в таблице 2.1 [2].В качестве модели пластовой воды применялся минерализованный водныйраствор с концентрацией хлористового кальция ( CaCl2) 20 г/л.В качестве модели пластовой нефти применялась дегазированная нефтьвязкостью 1,51 мПа*с.37Таблица 2.1 – Краткая петрофизическая характеристика исследуемых образцов№образцаКп, %Кг,мД3887-1218,430,2ЮС2/1 3516 3888-1218,631,93889-1218,936,1МесторождениеВосточноСургутское м/рПласт№скв.Порядок и условия проведения исследованийДля определения ОФП образцов керна использовалась установка RPS-817фирмы Coretest (Рисунок 2.1).1.1. Водонасыщенный образец керна помещался в кернодержатель и черезнего фильтровалась модель пластовой воды в объеме 5-6 объемов поровогопространства образца.1.2.
Через водонасыщенный образец прокачивали модель пластовой нефтив объеме 5-6 объемов порового пространства образца для вытеснения воды.1.3. После создавали остаточную нефтенасыщенность путем вытеснениянефти моделью пластовой воды в объеме 5-6 объемов порового пространстваобразца.Пластовымиусловиямипроведениялабораторныхфильтрационныхэкспериментов являлись:1. Температура – 90 ºС;2. Горное давление – 42-45 МПа;3. Поровое (пластовое) давление – 7 МПа.Технические характеристики установки RPS-817 фирмы Coretestпредставлены в Таблице 2.2.38Таблица 2.2 – Технические характеристики установки RPS-817 фирмы CoretestПараметрыДиапазонизмеренийЕдиницаизмеренияМаксимальное давлениеобжимадо 68МПаМаксимальное поровоедавлениедо 40,8МПаДиапазон рабочейтемпературы25-150град. СДиаметр образцов керна вмодели пласта30ммДлина модели пласта8-180смДиапазон измеренияпроницаемости0,001-1000мДДиапазон измерениятекущейводонасыщенности0-100%В результате проведенных исследований построены исходные кривыеотносительных фазовых проницаемостей по нефти и воде (Рисунок 2.2).По результатам определения ОФП выявлено, что фазовая проницаемость поводе резко растет при увеличении водонасыщенности порового пространствасвыше 50%.39Рисунок 2.1 – Установка RPS-817 фирмы Coretest для определения ОФП401,0Относительная фазовая проницаемость0,90,8Кн0,70,60,50,40,30,2Кв0,10,0010203040506070Водонасыщенность,%8090100Рисунок 2.2 – Результаты определения относительных фазовыхпроницаемостей на образцах керна2.2.
Фильтрационные исследования образцов керна по определению фазовыхпроницаемостей до и после обработки гидрофобизирующим составомПроведенанализлабораторныхисследованийобразцовкернапоопределению фазовых проницаемостей до и после обработки различнымикольматирующими средами, а также ГФС, выполненных специалистамиТюменского отделения «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз» в рамкахнаучно-исследовательскойработыполабораторнымиспытаниямфизико-химических методов воздействия на пласты [23].Приведенные фильтрационные исследования были выполнены на керновомматериалепластаЮС2/1Восточно-Сургутскогоместорождения.Дляисследований подготовлены образцы керна цилиндрической формы диаметром 25мм и длиною 30 мм, а также замерена их проницаемость по газу.
Краткаяпетрофизическая характеристика исследуемых образцов приведена в таблице 2.3.41Таблица 2.3 – Краткая петрофизическая характеристика исследуемых образцовМесторождениеВосточноСургутское м/р№ИнтервалПласт № скв. образцd, мотбора, ма2883ЮС2/1 496 8433-030,0252895l, мКп, %Кг,мД0,0317,24,16ВосточноСургутское м/рЮС2/1 4457 5799-04289029040,0250,0316,353,99ВосточноСургутское м/рЮС2/1 4457 5805-04289029040,0250,0316,303,89Для определения газопроницаемостей образцов керна использовался прибор«Дарсиметр» (Рисунок 2.3).
Диапазон измерений прибора представлен вТаблице 2.4 [24].Таблица 2.4 – Диапазон измерений прибора «Дарсиметр», показателинеопределенности измеренийСуммарнаястандартнаяотносительнаянеопределенностьUc.0, %Расширеннаяотносительнаянеопределенность прикоэффициенте охватак=2, U0, %Коэффициент абсолютнойгазопроницаемости, 10-3мкм2от 0,05 до 0,5 включ.св. 0,5 до 5,0 включ.св. 5,0 до 3000 включ.138,94,926189,8Удельное электрическоесопротивление, Ом·мот 0,1 до 10,0 включ.св.
10,0 до 10000 включ.5,44,9119,8Измеряемая величина,единица и диапазонизмерений42Рисунок 2.3 – Прибор «Дарсиметр» для определения газопроницаемости керна43На втором этапе определялась проницаемость образцов керна послевоздействия различными видами кольматанта и ГФС.2.3.
Исследования с использованием различных кольматирующих средВсе исследования проводились на установке CFS-831Z фирмы Coretest дляпроведения фильтрационных исследований (Рисунок 2.4).ТехническиехарактеристикиустановкиCFS-831ZфирмыCoretestпредставлены в Таблице 2.5.Таблица 2.5 – Технические характеристики установки CFS-831Z фирмы CoretestПараметрыДиапазонизмеренийЕдиницаизмеренияМаксимальное давлениеобжимадо 68МПаМаксимальное поровоедавлениедо 40,8МПаДиапазон рабочейтемпературы25-150град.
СДиаметр образцов керна вмодели пласта30ммДлина модели пласта8-30смДиапазон измеренияпроницаемости0,001-1000мДДиапазон расхода дляпорового флюида0,001-50см3/мин44Рисунок 2.4 – Установка CFS-831Z фирмы Coretest для проведения фильтрационных исследований452.3.1. Исследование с использованием бурового раствораПрипроведенииисследованийиспользованбуровойраствор,применяющийся при бурении под эксплуатационную или техническую колоннускважинСургутскогоиКрасноленинскогосводанаместорожденияхПАО «Сургутнефтегаз». Согласно СТО-245-2014 «Растворы буровые для буренияскважин в Западной Сибири» приготовлен раствор по рецептуре №2, состав ипараметры которого представлены в Таблицах 2.6, 2.7 [25].В качестве модели пластовой нефти применялась дегазированная нефтьвязкостью 1,51 мПа*с.Таблица 2.6 – Состав бурового раствора по рецептуре №2Тип химического реагентаРасход химическогореагента% вескг/м3Полиакрилат натрияSurvey FL (ТУ 2458-027-708967713-2009)0,15-0,251,5-2,5ПолиакриламидSurvey D1 (ТУ 2458-026-708967713-2009)0,05-0,150,5-1,5Ксантановый биополимерXanthan Gum0,05-0,150,5-1,5Смазочная добавкаБиолуб LVL (ТУ 2458-019-32957739-01)0,15-0,301,5-3,0Кольматант карбонат кальцияИККАРБ 75, 75Н(ТУ 5716-006-49119346-01)Расчетный объем дляподдержания плотности1,18-1,20 кг/м346Таблица 2.7 – Параметры бурового раствора по рецептуре №2ЗначениеЕдиницаизмерения1,18-1,20т/м330-40сне более 7,5см3/30 мин0,5ммВодородный показатель8-9,5pHКоэффициент тренияфильтрационной корки0,05д.е.не более 1%Пластическая вязкость25сПзДинамическое напряжениесдвига45дПаПараметры раствораПлотностьУсловная вязкостьПоказатель фильтрацииТолщина фильтрационнойкоркиКонцентрация постороннихтвердых примесейСтатическое напряжениесдвига15-40 (10 сек)25-70 (10 мин)дПаКатионообменная емкость(МВТ)не более 60кг/м3Содержание твердой фазыне более 12%47Для приготовления ГФС были использованы водный раствор солянойкислоты и катионоактивный ПАВ, состав представлен в Таблице 2.8.
Рецептураприготовления состава была выбрана из существующих, ранее применявшихся наместорождениях ПАО «Сургутнефтегаз» на пластах групп АС, БС и ачимовскихотложений согласно ТР 15-2016 [26].Таблице 2.8 - Состав ГФССодержаниеЕдиницаизмеренияКислота соляная(концентрацией 12% вводном растворе)(ТУ 2122-012-92627037)55%Катионоактивный ПАВ(ТУ 2482-013-13164401-94)45%Тип химического реагента2.3.1.1. Порядок проведения работ1. Через образец №8433-03 прокачивалась модель пластовой нефти достабилизации градиента давления.2. Через образец №8433-03 прокачивался буровой раствор в объеме, равном2,3 объема порового пространства.3.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
