ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМНОГО РАСШИРЕНИЯ КЕРНА ПРИ КОНТАКТЕ С РАСТВОРОМ ГЛУШЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОНАСЫЩЕННОГО КЕРНА (ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ)

В рамках раздела выполнены тесты по определению объемного расширения керна Западно-Сургутского месторождения при контакте с растворами глушения.

Количественная оценка коэффициента объемного расширения (набухания) керна в растворах глушения была исследована на приборе ЦИМ-1 наиболее простым объемным методом Жигача-Ярова, при котором количество поглощенной жидкости регистрируется во времени по увеличению объема образца керна.

Измерительный модуль ЦИМ-1 для определения коэффициента набухания глины по методу Жигача-Ярова состоит из перфорированного цилиндра с поршнем, соединенным с измерительным устройством. В цилиндр помещается мембрана, состоящая из слоя кернового материала (1 г), заключенного между двумя бумажными фильтрами, и система погружается в исследуемый раствор. Поскольку диаметр цилиндра постоянен, для регистрации изменения объема достаточно измерять утолщение мембраны, которое регистрируется по движению поршня. Измерение утолщения мембраны производится до достижения постоянного значения, соответствующего предельному набуханию керна.

Коэффициент (кратность) набухания определяется по отношению объема набухшего керна при полном его увлажнении к его первоначальному объему (до помещения в испытуемый раствор).

Определение объемного расширения керна при контакте с раствором глушения проводили при температуре 90 °С. В качестве кернового материала использовали дезинтегрированный и предварительно экстрагированный керн с Западно- Сургутского месторождения (скважина № 8116, пласт ЮС 2-3, 2815-2825 м). Результаты экспериментов представлены в виде кривых набухания – зависимостей коэффициента (кратности) набухания керна от времени при контакте с раствором в течение 5 часов.

Согласно МУ Компании № П2-05.01 М-0027, коэффициент набухания при контакте с раствором глушения не должен превышать коэффициент набухания, определенного на пластовой воде, более чем на 10 %.

Выявлено, что все растворы глушения на основе солей «Галит» и комбинированных солей «Галит+Нитрат кальция» приготовленные на модельной пресной воде практически не способствуют набуханию керна пласта ЮС2-3 Западно-Сургутского месторождения.

Разность коэффициентов набухания керна в жидкостях глушения не превышает 10 % по сравнению с коэффициентом набухания при контакте с модельной пластовой водой, что соответствует нормативам Компании.

Фильтрационное тестирование проводится на образцах натурного керна пласта ЮС2-3 Западно- Сургутского месторождения на установке для определения проницаемости по жидкости в пластовых условиях ПИК-АП-1-0-0-60-5, производства ЗАО «Геологика» (г. Новосибирск). При проведении фильтрационного тестирования использовались образцы керна, подготовленные согласно требованиям положения Компании № П1-01.03 Р-0136 версия 1.00 «Исследование керна».

Принципиально комплекс состоит из:

- блока подачи рабочих сред (плунжерный насос);

- кернодержателя для создания пластовых условий;

- контейнеров для хранения рабочих жидкостей;

- регулятора противодавления;

- системы поддержания температуры

Создание и поддержание давления, потоков жидкостей в системе обеспечивается плунжерным насосом. Плунжерный насос соединяется с разделительными емкостями, содержащими разделительный поршень для отделения рабочей жидкости от гидравлической жидкости насосов.

Конструкция кернодержателя обеспечивает трехосевое сжатие керна горным давлением.

Основным элементом регулятора противодавления является полимерная мембрана с одной стороны, которой находится рабочая жидкость, с другой – газ; для выхода рабочей жидкости давление в системе должно подняться выше давления газа. Давление газа регулируется с помощью газового баллона с редуктором. Температура рабочей жидкости поддерживается с помощью нагревателей, расположенных на поверхности кернодержателя и линий гидравлической системы. Перепад давления на торцах керна измеряется с помощью датчиков дифференциального давления.

В качестве фильтрующихся жидкостей используются:

- модель пластовой воды

– модельная вода Западно- Сургутского месторождения (пласт ЮС 2-3)

- жидкость глушения

В ходе фильтрационных экспериментов соблюдаются следующие термобарические условия:

- максимально допустимое поровое давление – 35 МПа;

- пластовая температура – 100 0С.

- скорость фильтрации (расход) – 0,1 мл/мин

Эксперимент проводится с постоянным расходом фильтрующихся жидкостей в прямом направлении фильтрации (скважина – пласт).

Порядок проведения фильтрационных экспериментов

1) Подготовка модели пористой среды. Проэкстрагированные и высушенные цилиндрические образцы керна насыщают моделью пластовой воды под вакуумом.

2) Определение проницаемости модели пористой сред. Насыщенный образец керна помещают в фильтрационную установку и задают исходные параметры для проведения эксперимента. Фильтрацию проводят на модели пластовой воды с расходом (0,1 см3/мин) до стабилизации давления.

3) Закачка в модель пористой среды жидкости глушения. В водонасыщенный керн закачивают раствор глушения с расходом 0,1 мл/мин в количестве пяти поровых объемов. После закачки раствора модель пористой среды оставляется в статике на 1 час.

4) Определение проницаемости модели пористой сред после закачки раствора глушения. После выдержки модели в статике производится определение ее проницаемости по модели пластовой воды с расходом 0,1 мл/мин. После проделанных экспериментов рассчитывают коэффициент восстановления проницаемости (Квосст - отношение проницаемости керна по жидкости после закачки ингибитора и до нее)

Проведение фильтрационного тестирования

На водонасыщенных кернах пласта ЮС2-3 Западно- Сургутского месторождения проведено 3 фильтрационных эксперимента. Через водонасыщенный керн 865-19, обладающий наибольшей из предоставленных 20 шт. кернов проницаемостью по гелию (0,580 мД), прокачивали МПВ.

В процессе экспериментов перепад давления на фильтрационной установке критически приближался к максимально допустимому значению для данной установки, но стабилизации перепада давления не зафиксировано.

В ходе проведения эксперимента зафиксировано отсутствие фильтрации МПВ в керн пласта ЮС2-3 скважины №8116 Западно- Сургутского месторождения при достижении давления прокачки более 30,0 МПа, что является техническим пределом фильтрационной установки.

Полученные результаты фильтрационных экспериментов свидетельствуют о критически низкой проницаемости продуктивного пласта ЮС2-3 Западно- Сургутского месторождения. Инструментальная оценка влияния исследованных растворов глушения на показатель коэффициента восстановления проницаемости согласно МУ Компании «Приготовление и применение жидкостей глушения» № П2-05.01 М-0027 (версия 2.00), приложение 2, таблица 39, пункт 3 (Квосст >0,92) на предоставленных образцах керна скважины № 8116 из интервала 2828-2841 м Западно- Сургутского месторождения невозможна.

С учетом оценки набухаемости керна в исследованных растворах глушения и погрешностей методов измерения, теоретическое изменение его проницаемости при контакте с пластовой водой может составить 0,58 мД ± 35%.

Список литературы:

1. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. 288 с.
2. Кашавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
3. Кашавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразования при добыче нефти. М.: Орбита, 2004. 432 с.
4. Глущенко В.Н., Денисова А.В., Силин М.А., Пташко О.А. Ингибиторная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений. Уфа: Китап, 2013. 592 с.