Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217, 16+

Пред-печатная версия
() Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Гладких Е. А. ИССЛЕДОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА КЕРНЕ / Е. А. Гладких // Международный научно-исследовательский журнал. — 2019. — №. — С. . — URL: https://research-journal.org/earth/issledovaniya-burovyx-rastvorov-na-kerne/ (дата обращения: 16.10.2019. ).

Импортировать


ИССЛЕДОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА КЕРНЕ

Гладких Е.А.

Инженер-исследователь, Пермский национальный исследовательский политехнический университет

ИССЛЕДОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА КЕРНЕ

Аннотация

Приведен способ модернизации фильтрационной установки, обеспечивающий фильтрацию бурового раствора касательно к торцу керна. Изложены результаты исследований очищающих составов на составных моделях пласта.

Ключевые слова: гидравлическая схема, буровой раствор, составная модель пласта, коэффициент восстановления проницаемости.

Gladkikh E.A.

Engineer-researcher, Perm National Research Polytechnic University

RESEARCH DRILLING FLUIDS IN THE CORE

Abstract

Modernization of installation for research of core sample. Which allows filtering of the drilling fluid along the end of the core sample. Results of researches of compositions for purification of the layer on the models of the core samples  at the same time are given.

Keywords: hydraulic scheme, drilling fluid, composite model of layer, recovery coefficient of permeability.

ВВЕДЕНИЕ

Углеводороды (нефть, газ) залегают на значительных глубинах. В процессе бурения скважин применяется буровой раствор (БР), который выполняет сразу несколько функций: вынос на поверхность разбуренной горной породы, удержание ее во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции, охлаждение долота, размывание породы в точке контакта долота с породой, образование фильтрационной корки, создание гидростатического давления при вскрытии пластов с высокими давлениями и др.

Бурение и вскрытие продуктивных пластов сопряжено с риском газонефтеводопроявления. Поэтому из соображений безопасности абсолютное большинство скважин бурится на репрессии (когда давление в скважине выше пластового). В этом случае часть бурового раствора или его фильтрат проникают в пласт, взаимодействуют с пластовыми флюидами, горной породой, что приводит к снижению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Глубина «засорения» (проникновения фильтрата) может быть значительной, зависит от характеристик бурового раствора и особенностей пород-коллекторов, слагающих продуктивный пласт. В свою очередь радиус ухудшенной околоскважинной зоны определяет выбор технологии вторичного вскрытия пласта и очистки ПЗП – чем больше радиус, тем дороже технология.

Оперируя свойствами бурового раствора можно уменьшить его негативное действие на фильтрационные характеристики ПЗП. Сегодня существует множество буровых растворов, различных добавок и присадок, придающих им различные свойства. Оптимальная рецептура бурового раствора выбирается на основе данных об объекте разработки и подтверждается результатами лабораторных исследований на керне [1].

Чтобы понять, как поведет себя БР на промысле, необходимо в лаборатории смоделировать скважинные условия (давление, температуру, обеспечить фильтрацию БР касательно к торцу образца керна). Это можно сделать при помощи специализированного научного оборудования, которое встречается довольно редко, потому как испытания буровых растворов на керне носят единичный характер.

Авторами была разработана и применена гидравлическая схема, которая позволяет на базе имеющейся установки для исследования керна (AFS-300, УИК, УИПК) проводить испытания буровых растворов, жидкостей глушения скважин, очищающих составов (в т.ч. кислотных).

ОПИСАНИЕ РАЗРАБОТКИ

Технологическая жидкость (в нашем случае вода) забирается из емкости 1 и по трубопроводу подается насосом высокого давления 2 через тройник 3 и трехходовой кран 4 в поршневую емкость 5 изначально наполненную буровым раствором (рис. 1).

19-09-2019 17-27-33

Рис. 1 – Принципиальная гидравлическая схема

Поршень под действием давления воды движется вверх, выдавливая буровой раствор, который по трубкам попадает в кернодержатель 6, где в резиновой манжете 7 между толкателями помещен образец горной породы 8. Между толкателем 9 и образцом установлено кольцо 10, создающее пустотное пространство. Буровой раствор  фильтруется вдоль торца образца керна (показано стрелкой) обратно в толкатель и по линии попадает в поршневую емкость 11, изначально наполненную водой, вытесняя последнюю в емкость 1. Репрессия на образец контролируется датчиками давления 12 (могут быть заменены манометрами) и регулируется блоком противодавления 13. Фильтрат бурового раствора, проникший в образец, вытесняет из него жидкость насыщения, которая собирается в мерной емкости 14, установленной на веса 15.

Когда буровой раствор полностью перетечет из одной емкости в другую, меняется направление движения воды на противоположное. Для этого необходимо повернуть рукоятки трехходовых кранов на 90° вправо, согласно схеме.

Компьютер 16 и специальное программное обеспечение позволяют контролировать параметры процесса и обрабатывать полученные результаты.

В качестве кольца 10 можно использовать металлическую или фторопластовую шайбу диаметром, соответствующим диаметру керна и толкателя. При этом ширина торцевой поверхности подбирается таким образом, чтобы оно не перекрывало отверстия толкателя и, в тоже время, не было слишком узким, чтобы при большом осевом давлении не повредить керн. Толщина кольца выбирается из соображений создания достаточного пространства для фильтрации БР, при этом фильтрационный поток не должен размывать буровую корку при ее образовании.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ

Разработанная гидравлическая схема была применена в лаборатории «Моделирование процессов фильтрации и повышения нефтеотдачи» («МПФиПН») Пермского Национального Исследовательского Политехнического Университета (ПНИПУ) при модернизации установки AFS-300 (рис. 2).

19-09-2019 17-30-56

Рис. 2 – Система автоматического заводнения керна в пластовых условиях AFS-300 (США)

Благодаря конструктивным особенностям установки её модернизация требует минимальных затрат и позволяет

  1. Моделировать скважинные условия, т.е. обеспечить фильтрацию БР касательно к торцу образца керна в термобарических условиях пласта.
  2. Регулировать расход БР в широком диапазоне насосом высокого давления установки.
  3. Контролировать перепад давления на модель (репрессию).
  4. Изменять величину репрессии при помощи регулятора противодавления.

Особенностью схемы является размещение регулятора давления на линии циркуляции воды, что ограждает его от воздействия бурового раствора и входящих в его состав кольматантов.

ИССЛЕДОВАНИЯ НА КЕРНЕ

В лаборатории «МПФиПН» ПНИПУ были проведены исследования по оценке эффективности двух очищающих составов, применяемых при заканчивании скважин. Назначение этих составов – растворение буровой корки и удаление фильтрата из порового пространства породы-коллектора. Опыты проводились на составных моделях пласта (СМП), что позволяет получить данные о глубине проникновения фильтрата БР и степени восстановления проницаемости.

  1. Подготовка образцов

Подготовка образцов осуществлялась аналогично проведенным ранее исследованиям [2]:

  1. Экстрагирование образцов керна.
  2. Сушка образцов керна.
  3. Определение абсолютной газопроницаемости.
  4. Взвешивание сухих образцов.
  5. Насыщение образцов керна моделью пластовой воды под вакуумом.
  6. Взвешивание насыщенных моделью пластовой воды кернов и определение порового объема образцов.
  7. Моделирование остаточной водонасыщенности методом капилляриметрии (метод полупроницаемой мембраны).
  8. Насыщение керновых моделей керосином под вакуумом.
  9. Формирование составных моделей пласта

Опираясь на данные значений абсолютной газопроницаемости образцов согласно ОСТ [3] были составлены две модели (табл.). Затем на установке BPS-805 определялась проницаемость каждого образца по керосину.

Таблица – Коллекторские свойства образцов керна

№ СМП Образец керна Кпрг,

10-3 мкм2

Кп,

%

L,

см

D, см Ков, % Vпор, см3
1 1 358,2 22,2 3,31 2,63 8,95 3,98
2 295,0 23,4 3,37 2,62 11,27 4,24
3 227,4 22,2 2,96 2,58 13,92 3,43
4 245,9 21,1 2,74 2,62 9,25 3,12
2 5 305,0 23,62 2,90 2,63 13,32 3,72
6 304,8 18,37 3,00 2,58 14,80 2,88
7 266,1 19,47 3,19 2,55 11,78 3,17
8 240,7 19,55 2,96 2,54 10,68 2,93

Примечание: Кпрг – абсолютная газопроницаемость, Кп – пористость, Ков – остаточная водонасыщенность, L – длина образца, D – диаметр образца, Vпор – объем пор образца.

  • Фильтрационные испытания

Фильтрационные испытания проводились в следующей последовательности:

– СМП закладывалась в кернодержатель установки AFS-300 и определялась проницаемость модели по керосину в прямом направлении (пласт-скважина);

– производилась фильтрация БР вдоль торца образца керна при перепаде давления 30 атм, моделирующая проходку скважины с интенсивной циркуляцией до прекращения (или стабилизации) выхода фильтрата бурового раствора (рис. 3).

19-09-2019 17-32-38

Рис. 3 – Зависимость проникшего в составные модели пласта объёма фильтрата бурового раствора от времени циркуляции

– производилась закачка в модель очищающего состава в количестве 0,5 порового объема с выдержкой на реакцию в течение 3-х часов;

– моделировался вызов притока, и определялась проницаемость по керосину в направлении пласт-скважина.

– модель разбиралась, определялась проницаемость по керосину одиночных образцов в прямом направлении и сравнивалась с ее первоначальным значением.

Зависимость коэффициента восстановления проницаемости, равного отношению проницаемости по керосину после воздействия БР к ее значению до воздействия, от давления «освоения» характеризует эффективность применяемого очищающего состава (рис. 4). По полученным соотношениям для одиночных образцов делался вывод о глубине проникновения фильтрата в модель пласта (рис. 5).

19-09-2019 17-35-18

Рис.4 – Зависимость коэффициента восстановления проницаемости от давления «освоения»

19-09-2019 17-35-57

Рис. 5 – Восстановление проницаемости по длине модели

По результатам исследований был сделан вывод, что очищающий состав, которым обрабатывалась СМП № 2, оказался более эффективным.

ВЫВОДЫ

  1. Предлагаемая схема доказала свою работоспособность. Ее отличают простота реализации и невысокая стоимость при модернизации фильтрационных установок для исследования керна.
  2. Технология позволяет проводить исследования по оценке влияния на проницаемость призабойной зоны пласта буровых растворов, очищающих составов, жидкостей глушения.
  3. По предложенной схеме проведены исследования по оценке эффективности очищающих составов. Полученные результаты позволили выбрать более эффективный из них.

Литература

  1. Комплексные исследования при выборе оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия горизонтальным стволом отложений пласта АВ1 Советского месторождения / А.Г. Скрипкин, С.В. Парначев, С.М. Самохвалова, Ю.Н. Каширин, Д.Н. Войтенко, А.И. Тюнькин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. С. 36-39.
  2. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. С. 116-119.
  3. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных  условиях. – Взамен ОСТ 39-070-78; Введ. 01.01.87. УДК 665.61.001.4. Группа А29.

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.