CC BY
6УДК 622
ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ГРАНУЛИРОВАННЫХ ГЕЛЕЙ ДЛЯ
РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
STUDY OF GRANULAR GELS PROPERTIES TO CONTROL THE DEVELOPMENT OF OIL FIELDS
С. В. Овчинникова, Г. Х. Али
S. V. Ovchinnikova, G. H. Ali
Тюменский индустриальный университет, г.Тюмень
Ключевые слова: тест динамической фильтрации; набухание полиакриламида; нефтяные месторождения Key words: dynamic filtration test; swelling Polyacrylamide; mature oil fields
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 приемистость PPG в низкопроницаемых пластах или влияют на нее. В качестве нагнетательной жидкости использовали рассол различной концентрации.
Проницаемость различных образцов песчаника измеряли до и после воздействия гелем, так же измеряли проницаемость самого геля. Изменяли давление закачки и концентрацию рассола, чтобы определить ее влияние на прочность геля и на продуктивный пласт. Эта работа позволила определить, дает ли гель усадку при взаимодействии с образцами песчаника низкой проницаемости. Частицы геля должны блокировать зону с высокой проницаемостью, позволить закачиваемой воде войти в зону с низкой проницаемостью и таким образом повысить охват пласта заводнением. Перепад давления измеряли над образцом песчаника для расчета проницаемости геля и образца керна после обработки гелем.
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 k 40 (30 mesh) и k 40 (40 mesh). Размеры частиц геля находятся в диапазоне от 30 до 80 меш. Частицы геля k 40 (30 mesh) — жесткие с модулем упругости более 8 000 Па после полного набухания, а частицы геля k 40 (40 mesh) — мягкие с модулем упругости около 800 Па. Оба PPG при набухании увеличиваются в размере до 10 ~ 100 раз. Концентрация рассола значительно влияет на набухание PPG. Высокая соленость рассола приводит к снижению коэффициента набухания, но прочность набухших частиц выше. Для приготовления набухшего PPG были использованы три значения концентрации солевого раствора (0,05; 1 и 10 %).
98
Нефть и газ № 3, 2016
В таблице 1 показано снижение проницаемости образцов керна для каждого эксперимента с использованием геля k 40 (40 mesh). В таблице 1 Кб — проницаемость породы до закачки геля, а Ка — проницаемость после закачки геля.
Таблица 1
Снижение проницаемости после обработки гелем
Q (мл/мин) Ка гель, мд Кб гель, мд К (%) уменьшение
1 29,84146 -37,6571 2,261905
3 27,42655 7,322211 0,733025
5 27,94342 7,202175 0,742259
7.5 23,12277 7,814217 0,662055
10 23,15663 8,077618 0,651175
15 25,15797 8,214669 0,673476
20 27,19858 7,911944 0,709105
25 29,2239 8,275416 0,716827
30 30,55243 8,297993 0,728402
На рисунках 1 и 2 показаны результаты исследования проницаемости пород и стабилизированного давления с разным обратным давлением (0; 0,345; 0,690; 1,380 МПа) после обработки гелем k 40 (40 mesh).
Рис. 1. Результаты исследования проницаемости пород с разным обратным давлением (0; 0,345; 0,690; 1,380 МПа) после обработки гелем к 40 (40 mesh)
OjOilO
0.0241
Е ОЛИ 72
0.0103
о
А ■
А
V ■ А Л.
■ □ А А
А А V X
у X X
AvX Л
X' 1
10
20
Q (мл/мин)
30
♦ Лр= 1.3В0 МПа ■ 4Р= 0.590 МПа 1 0.345 МПа ХДР= 0 МПа
40
Рис. 2. Результаты исследования стабилизированного давления с разным обратным давлением (0; 0,345; 0,690; 1,380 МПа) после обработки гелем к 40 (40 mesh)
№3, 2016
Нефть и газ
99
В таблице 2 показано снижение проницаемости образцов керна для каждого эксперимента с использованием геля k 40 (30 mesh).
Таблица 2
Снижение проницаемости после обработки гелем
Q (мл/мин) Кагель, мд Кб гель, мд К (%) уменьшение
1 29,84146 29,84146 0
3 27,42655 27,42655 0
5 27,94342 27,94342 0
7,57 23,12277 23,12277 0
10 23,15663 23,15663 0
15 25,15797 25,15797 0
20 27,19858 27,19858 0
25 29,2239 29,2239 0
30 30,55243 30,55243 0
На рисунках 3 и 4 показаны исследования проницаемости пород и стабилизированного давления с разным обратным давлением (0; 0,345; 0,690; 1,380 МПа) после обработки гелем k 40 (30 mesh).
Рис. 3. Результаты исследования проницаемости пород с разным обратным давлением (0; 0,345; 0,690; 1,380 МПа) после обработки гелем k 40 (30 mesh)
Рис. 4. Pезультат исследования стабилизированного давления с разным обратным давлением (0; 0.345; 0.690; 1.380МПа) после обработки гелем k40 (30mesh)
100
Нефть и газ М> 3, 2016
Выводы
Использование геля К 40 (30 меш) не пнаносит вред зоне с низкой проницаемостью. К 40 (40 меш) образует проницаемые слои на поверхности керна и уменьшает их проницаемость.
Ущерб от PPG для низкопроницаемых, богатых нефтью зон может быть эффективно предотвращен путем регулирования прочности применяемого геля.
Список литературы
1. Al-Anaza, and Sharma, M.: «Use of a pH Sensitive Polymer for Conformance Control», paper SPE 73782 presented at 2009 International Symposium andExhibition on Formation Damage Control, 20-21 February, Lafayette, Louisiana.
2. Chauveteau, G., Tabary, R., Bon, C., Renard, M., Feng, Y., and Omari, A. 2003. In-Depth Permeability Control by Adsorption of Softsize-Controlled Microgels. Paper SPE 82228 presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, 13-14 May.
3. Du, Y. and Gong, J. P. in Surface Friction and Lubrication of Polymer Gels, ed. G. Biresaw and K. L.Mittal, CRC Press, Boca Raton, Florida, May 2008, ch. 11, pp.223-246.
4. Ganguly, S., Willhite, G.P., Green, D.W., and McCool, C.S. 2001. The Effect of Fluid Leakoff on Gel Placement and Gel Stability in Fractures. Paper SPE 64987 presented at SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 13-16 February 2001.
5. Larkin, R. and Creel P. Methodologies and Solutions to Remediate Inter-well Communication Problems on the SACROC CO2 EOR Project-A Case Study.paper SPE 113305 presented at 2008 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, OK, 19-23 April 2008.
Сведения об авторах
Гассан Хуссейн Али, аспирант кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: mehemet80@yahoo.com
Овчинникова Светлана Валерьевна, к. с. н., доцент кафедры «Бизнес-информатика и математика», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283047
Information about the authors
Ali G. H., postgraduate student of the Department «Modelling and management ofprocesses of oil and gasrecovery», Industrial University of Tyumen, e-mail: mehemet80@yahoo.com
Ovchinnikova S. V., Candidate of Science in Sociology, associate professor of the chair «Business-informatics and mathematics», Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283047, е-mail: ovchinni-kovasv@tsogu. ru
