ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 287
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Далее необходимо профильтровать воду в количестве (2-3) объёмов порового пространства через модель пласта и создать остаточную водонасыщенность.
Профильтровать нефть на 5-и режимах при поддержании постоянных расходов– определить проницаемость по нефти до воздействия промывочной жидкости на керн. Эксперимент выполняется на УИПК.
УИПК предназначена для моделирования потока жидкости через образцы керна, в условиях повышенных давления и температуры. Образцы керна, могут быть исследованы при поровом давлении до 32,9 МПа и всестороннем давлении до 60,8 МПа.
Создание и поддержание давления, потоков жидкостей в системе обеспечивают плунжерные насосы. Движущей частью плунжерного насоса является шаговый двигатель и червячный редуктор. Количество шагов дви-гателя в единицу времени (скорость, ускорение) и, соответственно, расход прокачиваемой насосом жидкости задаются программным обеспечением.
Расход и давление могут контролироваться и управляться компьютером. Гидравлическая схема УИПК представлена на рисунке 4.4.
Рисунок 4.4 – Гидравлическая схема УИПК
4.3 Предварительные расчеты для физического моделирования фильтрации бурового раствора
Для определения коэффициента проницаемости керна, после воздействия промывочной жидкости, было взято несколько рецептур промывочной жидкости состав которых определялся вычислениями на компьютере. Рассматривался процесс фильтрации промывочной жидкости в пласт для трех вариантов промывочных жидкостей: с водным раствором полимера, вода без добавок и водный глинистый раствор. Результаты к концу вскрытия пласта приведены на рисунках ниже при репрессии на пласт 3 МПа.
а) смесь полимера б) глинистый раствор с) вода
Рисунок 4.5 - Визуализация экспериментов по фильтрации БПЖ в пласт
В случае перепада давления 3 МПа в верхней точке пласта вода фильтруется на глубину 1,4 м, раствор полимера – на глубину 80 см. Так как наименьшей глубиной проникновения в пласт обладает смесь полимера, для приготовления раствора использоваться будет именно он.
В ходе компьютерного моделирования репрессия на пласт составила (0,5 МПа; 1,0 МПа; 1,5 МПа; 2,0 МПа; 2,5 МПа; 3 МПа), т.к. разрешенная депрессия на пласт составляет до 3 МПа – прямо пропорциональное влияние на количество инфильтрата.
Были взяты концентрации полимера «Ксантан» (0,1%; 0,4%; 0,7%; 1,0%; 1,0%), от нуля до вязкостей, позволяющих проводить с ними эксперименты по фильтрации (косвенное влияние на инфильтрат, посредством влияния на вязкость промывочной жидкости).
Концентрация ПАВ ОП-10 (0,1%; 0,4%; 0,7%; 1,0%; 6%) – косвенное влияние на инфильтрат посредством капиллярного давления, влияющего на конечный результат перепада давления на пласт.
После вычислений вытеснения БПЖ внутрипластового флюида, были получены следующие результаты: при различных давлениях и проницаемостях значения оптимальных концентраций полимера при которых закачивается минимальное значение инфильтрата в пласт составляет примерно 0,3%-0,4%. Как это видно из рисунков приведенных ниже 4.6 – 4.9.
Рисунок 4.6 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации полимера «Ксантан»
Рисунок 4.7 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации полимера «Ксантан»
Рисунок 4.8 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации полимера «Ксантан»
Рисунок 4.9 График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации полимера «Ксантан»
Получены зависимости объема проникающего в пласт инфильтрата от концентрации полимера «Ксантана» в БПЖ, при различных значениях проницаемости породы и различных значениях репрессии на пласт.
Значительное снижение инфильтрации буровой промывочной жидкости происходит на начальных значениях концентрации полимера и составлет приблизительное значение 0,3% – 0,4 %.
В качестве добавок в БПЖ для вскрытия пласта используют так же ПАВ. Вычисления произведенные с использованием ПАВ, но без полимеров не показали никакого влияния на объмы проникающей жидкости на пласт. А при закачке полимера значения проникающего в пласт инфильтрата значительно изменились в сторону уменьшения.
Рисунок 4.10 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации ПАВ ОП – 10 в полимерном растворе
Рисунок 4.11 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации ПАВ ОП – 10 в полимерном растворе
Рисунок 4.12 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации ПАВ ОП – 10 в полимерном растворе
Рисунок 4.13 – График зависимости объема проникновения фильтрата в пласт от концентрации ПАВ ОП – 10 в полимерном растворе
Полученные зависимости объема проникающего в пласт инфильтрата от концентрации ПАВ-ОП-10 в БПЖ, при различных значениях проницаемости породы и различных значениях репрессии на пласт с оптимальной концентрацией полимера «Ксантан» равного 0,4%.
Как видно из графиков 4.10 – 4.13 значения инфильтрации жидкости в пласт уменьшается на порядок. Таким образом добавление ПАВ в раствор полимера, так же оказывает значительное влияние на этот параметр, но так же следует отметить что уменьшение параметров инфильтрации происходит только до определенных значений концентрации, и это значение при различных параметрах проницаемости и репрессиии на пласт сотавляет 1% - 1,6 %.
С целью дальнейшего уменьшения фильтрации полимерного раствора, были проведены испытания усовершенствованного бурового раствора. Для чего было добавлены в промывочную жидкость разные концентрации сначала бентонита, затем CaCO3 в имеющийся состав из 0,4% Ксантана и 1,6% ПАВ ОП–10. Для определения проницаемости и толщины образующейся корки был использован прибор ВМ – 6.
Эксперимент заключался в следующем на приборе ВМ – 6 проводилась фильтрация бурового раствора с различными концентрациями бентонита. Далее промывочная жидкость сливалась из прибора и далее заливалась дистиллированная вода, так чтобы не повредить образованную корку. После замера скорости фильтрации дистиллированной воды и определения толщины корки выявили оптимальную концентрацию бентонита и CaCO3– 3%.
4.4 Проведение эксперимента по восстановлению проницаемости
Работа выполнялась в 3 этапа:
1) Определение коэффициента проницаемости до воздействия бурового раствора на керн.
2) Определение коэффициента проницаемости после воздействия бурового раствора на керн.
-
Определение коэффициента восстановления проницаемости.
Опыт 1
В модель пористой среды №1 со средней проницаемостью по нефти 000,1 мкм2 (динамика закачки нефти при определении проницаемости приведена на рис. 4.14) произвели закачку бурового раствора 1 при статической репрессии 9,8 атм. в течение 7 часов.
Далее возобновили фильтрацию (в направлении пласт-скважина) нефти через составную модель с расходом 0,1 мл/мин. Наблюдался резкий рост давления: после закачки приблизительно 0,1 объема пор давление достигло значения 0,6 МПа (рис. 4.15).
Рисунок 4.14 - Фильтрация нефти через модель пористой среды с расходами: 0,1; 0,2; 0,5 мл/мин
Д
инамика изменения основных показателей фильтрации нефти приведена на рисунке 4.15 и в таблице 4.1.Рисунок 4.15 - Динамика изменения перепада давления при фильтрации нефти после закачки в составную модель бурового раствора 1 в опыте 1
При расходе 0,1 мл/мин проницаемость по нефти составила 0000,74 мкм2.
Увеличили расход до 0,2 мл/мин, при этом проницаемость по нефти составила 0,00078 мкм2.
Увеличили расход до 0,5 мл/мин, при этом проницаемость по нефти составила 0,00080 мкм2.
Таблица 4.1 - Значения основных экспериментальных и расчетных параметров до и после фильтрации бурового раствора 1
| Расход, мл/мин | Проницаемость по нефти, ˟10-3 мкм2 | |
| исходная | после закачки бурового раствора | |
| 0,1 | 1,00 | 0,74 |
| 0,2 | 1,05 | 0,78 |
| 0,5 | 1,04 | 0,80 |
| среднее значение | 1,03 | 0,77 |
| коэффициент восстановления проницаемости, в процентах | 74,75 | |
Опыт 2
В модель пористой среды №2 со средней проницаемостью по нефти 0000,93 мкм2 (динамика закачки нефти при определении проницаемости приведена на рис. 4.16) произвели закачку бурового раствора 2 при статической репрессии 20,3 атм в течение 7 часов.
Далее возобновили фильтрацию (в направлении пласт-скважина) нефти через составную модель с расходом 0,1 мл/мин. Наблюдался резкий рост давления: после закачки приблизительно 0,1 объема пор давление достигло значения 0,6 МПа (рис. 4.17). Дальнейшая фильтрация нефти происходила падении давления закачки.
Рисунок 4.16 - Фильтрация нефти через модель пористой среды с расходами: 0,1; 0,2; 0,5 мл/мин
Динамика изменения основных показателей фильтрации нефти приведена на рисунке 4.17 и в таблице 4.2.
Рисунок 4.17 - Динамика изменения перепада давления при фильтрации нефти после закачки в составную модель бурового раствора 2 в опыте 2
При расходе 0,1 мл/мин проницаемость по нефти составила 0000,72 мкм2.
Увеличили расход до 0,2 мл/мин, при этом проницаемость по нефти составила 0000,73 мкм2.
Увеличили расход до 0,5 мл/мин, при этом проницаемость по нефти составила 0000,76 мкм2.
Таблица 4.2 - Значения основных экспериментальных и расчетных параметров до и после фильтрации бурового раствора 2
| Расход, мл/мин | Проницаемость по нефти, ˟10-3 мкм2 | |
| исходная | после закачки бурового раствора | |
| 0,1 | 0,93 | 0,72 |
| 0,2 | 0,93 | 0,73 |
| 0,5 | 0,95 | 0,76 |
| среднее значение | 0,94 | 0,74 |
| коэффициент восстановления проницаемости, в процентах | 78,72 | |
4.5 Анализ полученных результатов
После проведения эксперимента по определению коэффициента восстановления проницаемости керна, после воздействия на него промывочными жидкостями составы которых были определены с помощью компьютерного моделирования, полученные значения были сравнены со значениями, которые получили при воздействии на керн промывочными жидкостями составы которых определялись экспериментально.