Сетевое издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

          Существует два стандартных теста на образцах керна для оценки эффекта от  гранулированного геля.Тест статической фильтрации и тест динамической фильтрации.Тест статической фильтрации предназначен для тестирования закачки в матрицу породы, тогда как тест динамический фильтрации подходит для оценки закачки в трещину.Тест фильтрации позволяет прояснить процессы и явления, которые определяют или влияют на приемистость PPGв низкопроницаемых пластах.В качестве нагнетательной жидкости будет использоваться рассол различной концентрации.The static filtration test and the dynamic filtration test.The static filtration test is suitable for testing for injection into the matrix rock, whereas the dynamic filtration test is suitable for assessing injection into a fracture.The filtration test is to clarify the processes and phenomena that determine or influence the injectivity of PPGs on low-permeable formations of the sandstone rocks.Various concentrations of brine will be used as injection fluids.

Проницаемость различных образцов песчаника будет измеряться до и после воздействия гелем, так же будет измеряться проницаемость самого геля.Давление закачки будет изменяться.Будет изменяться концентрация рассола для определения ее влияния на прочность геля и на продуктивный пласт.Эта работа позволит определить, дает ли гель усадку при взаимодействии с образцами песчаника низкой проницаемости.Частицы геля должны блокировать зону с высокой проницаемостью и позволить закачиваемой воде войти в зону с низкой проницаемостью и, таким образом, повысить охват пласта заводнением.Перепад давления будет измеряться над образцом песчаника для расчета проницаемости как геля, так и образца керна после обработки гелем[1-5]. The work will use various injection pressures.будет изменятьсяаавваA range of brine will be used to determine the influence of concentration on gel strength and swelling, as well as on the formation.This work will determine whether the gel forms a cake on a low-permeability sandstone core sample.Particle gels must plug the high-permeability zone and allow the injected water to enter the low-permeability zone and thus increase the sweep efficiency of the formation.The pressure drop will be measured above the sandstone sample to calculate the permeability of both the gel and the core sample after gel treatment.

Основными компонентами PPG являются: сшитые солью калия полиакриловая кислота или сополимер полиакриламида.PPG может поглощать большое количество воды, за счет водородной связи с молекулой воды.Два вида PPG были использованы для наших экспериментов фильтрации: Дацин (DQ) и Liquiblock TM 40K.Размеры частиц геля находятся в диапазоне от 30 до 80 меш.Частицы геля DQ жесткие с модулем упругости более 8000 Па после полного набухания, а частицы геля Liquiblock ТМ 40K мягкие с модулем упругости около 800 Па. ОбаPPG при набухании увеличиваются в размере до 10 ~ 100 раз.Концентрации рассола значительно влияет на набухание PPG. Высокая соленость рассола приводит к снижению коэффициента набухания, но прочность набухшего частиц выше.Для приготовления набухшего PPG были использованы три значения концентрации солевого раствора (0,05%, 1% и 10%).PPGs could absorb a large amount of water due to hydrogen bond with water molecule.Two kinds of PPGs were used for our filtration experiments: Daqing (DQ) and LiquiBlock TM 40K.The particle sizes ranged from 30 to 80 meshes.DQ is a strong particle with elastic module of more than 8000 Pa after fully swollen and LiquiBlock TM 40K is a weak gel particle with elastic module of around 800 Pa. BothPPG can swell to 10~100 times of the original volume.Brine concentration significantly affects PPG swelling ratio.High salinity brine results in lower swelling ratio but higher swollen particle strength.Three brine concentrations (0.05%, 1%, and 10%) were selected to prepare the swollen PPGs.

В таблице 1 показано снижение проницаемости образцов керна для каждого эксперимента с использованием геля Liquiblock TM 40К. В таблице 1 Кб - проницаемость породыдо закачки геля, а Kа - проницаемость после закачки геля.Видно, что проницаемость породы уменьшается от 40 до 60%.before gel treatment and K a is the permeability after gel treatment.It can be seen that all rock permeability reduced from 40 to 60%.

Таблица 1

Проницаемость образцов до и после закачки геля LiquiblockТМ 40K

 

Рисунок 1 показывает совокупный объем фильтрации в зависимости от времени для опыта 2. Из рисунка видно, что все линии являются прямыми, за исключением линии для первых 0.345 МПа. На рисунке 2 показаны кривые фильтрации на каждые 0.069 МПа. Видно, что все кривые, кроме первой накладываются друг на друга, это указывает на то, что PPG слегка повредило керн только тогда, когда мы вначале закачаем воду при давлении 0.345 МПа, и в дальнейшем повреждений не произойдет, даже если давление закачки увеличится.shows the cumulative filtration volume as a function of time for the Exp 2. It can be seen all filtration curves are straight line except the one for first 50 psi. Figure 4 shows the filtration curves at each 10 psi.It can be seen that all curves except the first are overlayed, which indicates that the PPG will slightly damage the core only when we first injected water at 50 psi and no further damage was occurred even the injection pressure increased.

 

 

 

Рисунок 1.Результаты закачки геля Liquiblock TM 40К на 1% солевом растворе

 

 

 

Рисунок 2.LiquiblockТМ 40K. Результаты для каждых 0.069Мпа

 

В таблице 2 показано снижение проницаемости образцов керна для каждого эксперимента с использованием геля DQ. Здесь можно наблюдать, что проницаемость образцов не изменяется, что указывает на то, что DQ не повреждает керн. Рисунки 3 и 4 показывают, что не было никаких повреждений образцов керна, при использовании этого PPG.

Таблица 2

Проницаемость образцов до и после закачки геля DQ

NoНомер	d / см	L / см	S / см2	µ/сп	Кб / Mд	Кa / Mд	Уменьшение проницаемости (%)
Опыт1 (0,05%NaCl)	3.7 3.7	3.7 3.7	10.7410.74	1 1	10 10	10 10	0 0
Опыт2 (1% NaCl)	3.7 3.7	3.9 3.9	10.7410.74	1 1	13 13	13 13	0 0
Опыт3 (10%NaCl)	3.7 3.7	4.1 4.1	10.7410.74	1 1	8 8	8 8	0 0

 

 

Рисунок 3.Результаты закачки геля DQ на 1% солевым растворе

 

 

 

Рисунок 4.Результаты для каждого 0.069 МПа

Также был рассчитан эффект влияния проникновения геля в глубину на снижение проницаемости керна, используя для этого опыт 1 из таблицы 1. Уравнения 1 и 2 были использованы для вычисления снижения проницаемости.

(1)

  ,                                                              (2)

где Frr - коэффициент сопротивления, L -  длина образца керна, kavg  - средняя проницаемость поврежденной  части керна плюс неповрежденной части.

Рисунки5 и 6 показывают результаты расчетов. Видно, что снижение проницаемости породы увеличивается от 69,9% до 99,9%, хотя слабый блокирующий агент (Frr = 10) лишь слегка проник в образец керна. Очень часто бывает, что Frr блокирующего агента составляет более 1000 и можно увидеть, что проницаемость породы уменьшается более чем на 95%, при проникновении геля всего лишь на 1 мм. Хотя гель Liquiblock ТМ 40K снижает проницаемость породы до 60%, он все равно гораздо лучше, чем традиционные «in-situ» гели.

Рисунок 5.Уменьшение проницаемости в зависимости от глубины проникновения геля	Рисунок 6.Средняя проницаемость  образца в зависимости от глубины проникновения геля

Выводы:

1.                  Прочный гель (DQ) не повреждает керн. PPG не проникает в керн и не формирует слои на поверхности керна.

2.                  Liquiblock ТМ 40 К образует  проницаемые слои на поверхности керна и уменьшает их проницаемость от 40% до 60%.

3.                  Ущерб от PPG для низкопроницаемых, богатых нефтью зон может быть эффективно предотвращен путем регулирования прочности применяемого геля.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень;

Стрекалов А.В., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень.