Диссертация (1172986), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Через образец насыщенный буровым раствором, прокачивалась модельпластовой нефти до стабилизации градиента давления.4. Затем через данный образец прокачивался ГФС в объеме, равном 4,3 объемапорового пространства.5. После повторно прокачивалась модель пластовой нефти до стабилизацииградиента давления.2.3.1.2. Обработка результатов исследований1. Определены градиенты давления до и после закачки бурового раствора, наоснове которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по нефтидо и после закачки состава.Результаты исследований представлены в Таблице 2.9 и Рисунке 2.5[23].48Таблица 2.9 – Результаты исследований с применением бурового раствораПроницаеПроницаеГазопромостьСнижениемостьницае- Порисмодели пласта проницаемостмодели пластаКольматамостьтостьпо нефтии послепо нефти доционная среда модели пласта,послеобработобработкипласта,%обработкики кольматанкольматантом,мДкольматантом,том, %мДмДБуровойраствор4,0116,631,510,2583,4Проницаемостьмодели пласта понефти послеобработкигидрофобизирующим составом,мДВосстановление проницаемости, %0,491964930Qзак-0,1 см3/минVпор-8,5 см3Буровой раствор20Градиент давления, МПа/мГФСМодель пластовой нефтиМодель пластовой нефти10Модель пластовойнефти002,34,66,99,211,513,816,118,420,72325,327,6Поровый объем прокачки, ед.Рисунок 2.5 – График градиентов давления при прокачке модели пластовой нефти, бурового раствора игидрофобизирующего состава29,950Анализ Рисунка 2.5 позволяет констатировать:- при фильтрации модели пластовой нефти через образец естественного кернав объеме 4,6 поровых объемов градиент давления составляет 2,3-2,4 МПа/м;- кольматация образца буровым раствором в объеме 1,15 порового объемаградиент давления при фильтрации пластовой нефти вырастает с 2,4 до 20 МПа/м, в8,3 раза;- при прокачке 12 поровых объемов пластовой нефти градиент давленияснижается с 21,2 до 15 МПа/м, в 1,3 раза;- при прокачке 4,3 поровых объемов ГФС градиент давления снижается с 15до 3 МПа/м, в 5 раз;- при прокачке 9,5 поровых объемов модели пластовой нефти сначалаприводит к повышению градиента давления с 3 до 11,3 МПа/м, в 3,8 раза, но вдальнейшем градиент давления снижается и стабилизируется на уровне 7,1 МПа/м,в 1,6 раза.Таким образом, кольматирующие свойства бурового раствора являютсясильнодействующими и повышающими энергетические затраты на процессфильтрации нефти, увеличивая градиент давления после кольматации в 8,3 раза.Для рассмотренной комбинации использование ГФС в ограниченном объемеявляется эффективным способом декольматации, снизившим отрицательноевлияние кольматации буровым раствором почти в 2 раза.2.3.2.
Исследование с фильтратом бурового раствораПри проведении исследований использован фильтрат бурового раствора,идентичный по составу и параметрам описанного выше раствора (рецептура №2СТО-245-2014 «Растворы буровые для бурения скважин в Западной Сибири»), бездобавлениякольматантакарбонатакальция(ИККАРБ75,75Н(ТУ5716-006-49119346-01)) [25].В качестве модели пластовой нефти применялась дегазированная нефтьвязкостью 1,51 мПа*с.512.3.2.1. Порядок проведения работ1.
Через образец №5799-04 прокачивалась модель пластовой нефти достабилизации градиента давления.2. Через образец №5799-04 прокачивался фильтрат бурового раствор в объемеравном 2,3 объема порового пространства.3. Через образец насыщенный фильтратом бурового раствора, прокачиваласьмодель пластовой нефти до стабилизации градиента давления.4. Затем через данный образец прокачивался кислотный ГФС в объеме равном4,3 объема порового пространства.5. После повторно прокачивалась модель пластовой нефти до стабилизацииградиента давления.2.3.2.2. Обработка результатов исследований1.
Определены градиенты давления до и после закачки фильтрата буровогораствора,наосновекоторыхрассчитывалиськоэффициентыфазовойпроницаемости по нефти до и после закачки состава.Результаты исследований представлены в Таблице 2.10 и Рисунке 2.6 [23].52Таблица 2.10 – Результаты исследований с применением фильтрата бурового раствораКольматационнаясредаФильтратбуровогораствораПроницаеПроницаемостьСнижениеГазопромостьПорисмодели пласта проницаемостницаемодели пластатостьпо нефтии послемостьпо нефти допласта,послеобработмоделиобработки%обработкики кольматанпласта, мДкольматантом,кольматантом,том, %мДмД3,0814,211,350,4665,9Проницаемостьмодели пласта понефти послеобработкигидрофобизирующим составом,мДВосстановление проницаемости, %1,012205330Градиент давления, МПа/мФильтрат буровогораствораQзак-0,1 см3/минVпор-10,88 см320ГФСМодель пластовой нефти10Модель пластовой нефтиМодель пластовойнефти002,34,66,99,211,513,816,118,420,72325,327,629,9Поровый объем прокачки, ед.Рисунок 2.6 – График градиентов давления при прокачке модели пластовой нефти, фильтрата бурового раствора игидрофобизирующего состава54Рассмотрим более подробно результаты фильтрационного эксперимента,приведенного на Рисунке 2.6:- фильтрация модели пластовой нефти через естественный керн в объеме 4,6поровых объемов характеризуется энергетическими затратами 5,6 МПа/м;- кольматация образца фильтратом бурового раствора в объеме 2,3 поровыхобъемов увеличивает градиент давления с 5,6 до 18,8 МПа/м, в 3,4 раза;- прокачка через закольматированный образец модели пластовой нефти вобъеме 7 поровых объемов снижает градиент давления с 24 до 16,5 МПа/м, в 1,45раза;- закачка ГФС в объеме 4,3 поровых объемов сначала приводит к увеличениюградиента давления до 24,3 МПа/м, а затем снижается до величины 4,9 МПа/м, в 5раз;- в начале прокачки на последнем этапе эксперимента модели пластовойнефти в объеме 9,5 поровых объемов градиент давления возрастает с 4,9 до 9 МПа/м,а затем снижается и стабилизируется на уровне 7,5 МПа/м, то есть в 1,2 раза.Если сравнивать кольматирующие способности бурового раствора ифильтрата бурового раствора, то буровой раствор является более сильнымкольматантом; при этом, эффективность очистки керна ГФС от кольматанта дляобоих случаев имеет сопоставимые значения.2.3.3.
Исследование со сшитым гелем ГРППрипроведенииисследованийиспользовансшитыйгельГРП,приготовленный по Рецептуре №4, применяющийся для пластов с температуройзалегания от 85 до 100 град на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз». Основныепараметры геля представлены в Таблице 2.11, компонентный состав в Таблице 2.12.В качестве модели пластовой нефти применялась дегазированная нефтьвязкостью 1,51 мПа*с.55Таблица 2.11 – Характеристики сшитого геля ГРП (Рецептура №4)ЗначениеЕдиницаизмеренияТемпература применения85-100град.Время полного сшивания80-150сек.700-800сП650сП8,5-9,5рНПараметрыНачальная вязкость сшитогогеля через 4 минуты прискорости сдвига наротационном вискозиметре100 с-1Вязкость сшитого геля поистечении временииспытанияВодородный показательсшитой системыТаблица 2.12 – Компонентный состав сшитого геля ГРП (Рецептура №4)Тип химического реагентаГелеобразовательWG-40LDSКонцентрация8 л/м3ДеэмульгаторWNE-1350,8 л/м3Стабилизатор глинWCS-1001,5 л/м3БрейкерEB-1021,5 л/м3СшивательDBXL-904,5 л/м3562.3.3.1.
Порядок проведения работ1. Через образец №5805-04 прокачивалась модель пластовой нефти достабилизации градиента давления.2. Через образец №5805-04 прокачивался сшитый гель ГРП в объеме равном1,15 объема порового пространства.3. Через образец насыщенный сшитым гелем ГРП, прокачивалась модельпластовой нефти до стабилизации градиента давления.4.
Затем через данный образец прокачивался кислотный ГФС в объеме равном4,3 объема порового пространства.5. После повторно прокачивалась модель пластовой нефти до стабилизацииградиента давления.2.3.3.2. Обработка результатов исследований1. Определены градиенты давления до и после закачки сшитого геля ГРП, наоснове которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по нефтидо и после закачки состава.Результаты исследований представлены в Таблице 2.13 и Рисунке 2.7 [23].Результаты экспериментальных исследований с использованием в качествекольматанта сшитого геля ГРП сводятся к следующему (Рисунок 2.7):- фильтрация модели пластовой нефти в объеме 4,6 поровых объемовхарактеризуется практически постоянным градиентом давления, равном 3,8 МПа/м;- закачка кольматанта – сшитого геля ГРП в объеме 1,15 порового объемаувеличивает градиент давления с 3,8 до 12 МПа/м, в 3,2 раза;- прокачка 9,6 поровых объемов модели пластовой нефти приводит кстабилизации градиента давления на уровне 9,5 МПа/м;- закачка ГФС в объеме 4,3 поровых объемов сначала увеличивает градиентдавления до 15 МПа/м, а затем снижает его до 1,5 МПа/м, в 10 раз;- дальнейшая закачка в образец модели пластовой нефти в объеме 5,7поровых объемов сначала повышает градиент давления до 10,5 МПа/м, а затемснижается и стабилизируется на уровне 8,5 МПа/м.Такимобразом,результатыфильтрационныхэкспериментов57свидетельствуют о высокой кольматирующей способности применяемых впроцессе разработки Восточно-Сургутского месторождения жидкостей: буровойраствор, фильтрат бурового раствора и сшитый гель для проведения ГРП.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
