CC BY
80
ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ
Знание оптимальной линейной скорости закачки позволяет рассчитать наилучшую скорость закачки кислотного состава в скважину для получения максимального эффекта - создания высокопроницаемых каналов при минимальном количестве кислотного состава.
Для этого линейная скорость (V) пересчитывается в объемную (Q) через площадь (F) поверхности ПЗП, которую необходимо обработать кислотным составом:
Q=VF.
ПЕРСПЕКТИВЫ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Актуальность данной темы требует продолжения исследований, которые должны включать нахождение зависимостей оптимальной скорости закачки кислотных составов от проницаемости и пористости, количества в породе известняков и доломитов, скорости поверхностной реакции кислотного состава с породой и времени нейтрализации кислотного состава.
ВЫВОДЫ
На основе проведенных лабораторных тестов на керне подтверждено наличие оптимальной скорости закачки кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта.
Для каждого кислотного состава имеется своя оптимальная скорость закачки. Для месторождений Пермского края она составляет в среднем 12,5*10-5 м/с.
Определённые в ходе тестов на керне оптимальные скорости закачки позволят в дальнейшем пересчитать их для условий закачки в скважину.
Литература
1. В. Н. Глущенко, М. А. Силин. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т.4. Кислотная обработка скважин. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 703 с.
2. Сучков Б. М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Ижевск: НИЦ РХД, 2005. - 688 с.
3. Хижняк Г. П., Пономарёва И. Н., Глущенко В. Н. и др. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2013. - Вып. № 1082. - С. 116-119.
4. Fredd C.N. Advances in understanding and predicting wormhole formation //Appendix in Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. N.Y.: Wiley, 2000. Ch.16. A 16-1.
5. Fredd C.N., Fogler H.S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: Influence of transport and reaction // SPE Journal. 1999. V. 4. № 3. P. 196-205.
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).
116
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).
Рис. 2 - Система автоматического заводнения керна в пластовых условиях AFS-300 (США)
117
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.
I. Подготовка образцов
Подготовка образцов осуществлялась аналогично проведенным ранее исследованиям [2]:
10. Экстрагирование образцов керна.
11. Сушка образцов керна.
12. Определение абсолютной газопроницаемости.
13. Взвешивание сухих образцов.
14. Насыщение образцов керна моделью пластовой воды под вакуумом.
15. Взвешивание насыщенных моделью пластовой воды кернов и определение порового объема образцов.
16. Моделирование остаточной водонасыщенности методом капилляриметрии (метод полупроницаемой мембраны).
17. Насыщение керновых моделей керосином под вакуумом.
II. 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, % Vra^, 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, Vm^ - объем пор образца.
III. 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).
о
§
4
5
§
В
ч
О
В
3
ш
Й
р-Г
w
S
S
я
ч
ч
S
к
о
ч
«
ч
п
Время, мин
СМП №1 СМП №2 Давление циркуляции БР, атм
Рис. 3 - Зависимость проникшего в составные модели пласта объёма фильтрата бурового раствора от времени циркуляции
118
- производилась закачка в модель очищающего состава в количестве 0,5 порового объема с выдержкой на реакцию в течение 3х 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).
К
о
ч
«
о
к
се
Н
о
о
о
«
Ё
о
К
а
к
■е
■е
со
о
Рис.4 - Зависимость коэффициента восстановления проницаемости от давления «освоения»
1 л
4
1
W РЭ 1 £ о к я
« 0,8 go о 3 0 6 -
о Е « 2
S 1 0,4 -s ° S н о 02 -
-6* § ’ Я « о се ^ =Г „
0 55 0 & ) 1 L \ \ С 1а: :м о П пл № 6 гн °1 на я д н С а м М юд Л J 1ед 2 ш, ) с 1 м 0 1 2 1
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 АВ! 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.
119
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.
Маринина О.А.1, Семенюк А.П.2, Якущенко Д.Г.2
1 младший научный сотрудник; 2аспирант, Белгородский государственный национальный исследовательский университет
ОЦЕНКА СТЕПЕНИ СТАБИЛИЗАЦИИ АККУМУЛЯТИВНЫХ ФОРМ РЕЛЬЕФА В ПРИМОРСКОЙ ЗОНЕ
ЗАПАДНОГО КРЫМА
Аннотация
Представлены результаты полевых и аналитических исследований почв на пересыпях семи озер Евпаторийской группы. Выполнена оценка возраста современных дневных почв на аккумулятивных формах морских берегов. Предложена структура сводного показателя, отражающего степень морфогенетической зрелости почв по четырем почвенным характеристикам (мощности гумусового горизонта, содержания органического углерода и валового фосфора, а также суммы элементов, аккумулируемых в почвах). Установлено, что у почв динамичных контактных зон степень морфологической и геохимической зрелости не совпадает.
Ключевые слова: почвы пересыпей, соленые озера, аккумулятивные формы берегов.
Marinina O.A.1, Semenyuk A.P.2, Yakuschenko D.G.2
'Junior Researcher; postgraduate, Belgorod State National Research University
ASSESSMENT OF STABILIZATION ACCUMULATIVE LANDFORMS IN THE SEASIDE AREA OF WESTERN CRIMEA
Abstract
The results of field and analytical soil examination on sandbar seven lakes Evpatoria group presented in this article. The estimation of the age of modern soil on accumulative forms the coasts. The structure of the composite indicator which reflects the degree of maturity of the morphogenetic soil characteristics in four soil characteristics (humus horizon thickness, organic carbon and total phosphorus, as well as a sum of elements that accumulate in soils). It has been established that the soil degree of dynamic contact zones morphological and geochemical maturity not coincide.
Keywords: sandbar soils, salt lakes, accumulative forms the coasts.
В западной части Крымского полуострова своеобразием ландшафтов характеризуется причерноморская зона Северо-Крымской равнины. По геоморфологическим условиям она входит в состав Сакско-Евпаторийская аллювиально-пролювиальной плоской равнины с абсолютными отметками высот менее 50 м, которая в приморской зоне имеет как абразионные уступы, так и аккумулятивные формы, отделяющие соленые озера. Евпаторийская группа озер насчитывает 14 водоемов, среди которых выделяется Сасык (Гнилое, Сасык-Сиваш), который по площади считается наибольшим озером Крымского полуострова. Другие озера, пересыпи которых нами изучались в экспедиционных исследованиях 2013 г., это Соленое (площадью зеркала (S) 1,32 км2), безымянное, в 1 км к северо-западу от предыдущего (S= 0,06 км2), Мойнакское, Сакское (Саки), Кизыл-Яр (табл. 1). Озера образовались в результате обособления от моря песчаными пересыпями узких морских заливов или устьевых зон балок, ранее затопленных в результате повышения уровня моря (трансгрессий). Питаются озера преимущественно за счет подземных и фильтрации морских вод, частично - атмосферными осадками. Концентрация солей в воде евпаторийских озер достигает летом 100-200%о, несколько ниже она в озере Сасык (до 90 %о) [5].
Таблица 1 - Основные характеристики крупных озер Евпато рийской группы
Озеро Площадь зеркала, км2 Отметка уровня воды, м Глубина наибольшая, м Соленость, % Ширина пересыпи, м
Сасык 75,3 -0,6 1,2 7,7 1480
Сакское 8,9 -2,1 1,52 10,5* 510-590(640)
Мойнакское 1,48 -0,25 0,85 12,5 185
Кизыл-Яр 8,0 -0,6 0,3 6,4 30-49
* Соленость воды в обособленном восточном бассейне - 150-200 %, в западном - 40-80 %.
Путем сопоставления очертаний береговой линии полуострова Тарханкут на полуверстовой карте конца XIX в. и на современном космическом снимке [6] установлено, что за последние 120 лет берег Северо-Западного Крыма отступил вблизи мысов на 18 м, а в бухтах на 54-90 м. На предложенной В.П. Зенковичем схеме изменения береговой линии к югу от Евпатории «за предшествующий период» [2, с. 150] определено два разнотипных участка побережья: к северо-западу от Сакского озера, где происходило выдвижение берега в море (за счет прироста ширины пересыпи оз Сасык) и южного участка, где происходило отступание берега.
Лиманы от морской акватории отграничивают длинные и относительно узкие пересыпи, сложенные песчано-гравийным материалом (с участием биогенного компонента - раковин моллюсков и их детрита). От Евпаторийской бухты оз. Сасык отделено песчано-гравийной пересыпью шириной от 0,9 до 1,6 км. Пересыпь Сакского оз. из песка и гравия имеет ширину до 0,5 м и высоту до 5 м. Песчаная пересыпь Мойнакского оз. имеет ширину 0,2-0,7 м и высоту до 2-2,3 м. Узкая пересыпь Кизыл-Ярского лимана сложена из песка и гравия с примесью ракуши (брюхоногих (Rapana venosa, Cerithium ponticum) и двустворчатых моллюсков не менее пяти семейств).
Ландшафтную структуру пересыпей (береговых баров) определяют [3] характерные фации: пляжевая, дюнного пояса и маршей. Для аккумулятивных форм в приморских зонах, ширина которых не превышает 300 м, характерен наиболее простой рельеф поверхности песчаных образований. Более сложный рельеф наблюдается у широких аккумулятивных форм пересыпей, где различают несколько авандюн, а в тыловой части - несколько генераций эоловых гряд [1].
Процесс почвообразования на аккумулятивных формах евпаторийского побережья существенно зависит от их типов, прежде всего обусловленных тем, насколько интенсивно и часто может происходить погребение почвы за счет действия эолового фактора. И, конечно, для условий Крыма при типологии аккумулятивных форм всегда следует учитывать влияние рекреационных нагрузок на очень ранимые геосистемы морских побережий.
Ландшафтная структура узких удлиненных аккумулятивных форм на морских берегах при уменьшении ширины (до значений < 100 м) и высоты (до значений < 1,3 м) характеризуется отсутствием береговых дюн, исключению «эоловой» зоны и формированием двусклонного пляжа [1]. С увеличением ширины и высоты удлиненных песчаных форм снижается влияние гидрогенных факторов с фронтальной и тыльной сторон и могут формироваться условия, благоприятные для почвообразования, но только в средней части «широких» аккумулятивных форм на морских берегах [1].
В контактной зоне «суша-море» сформировались прибрежно-галогенные местности с галофитными лугами на дерновосолончаковых почвах, а также с песчано-ракушечными пляжами, где микрозонами представлены пески как слабозадернованные слабогумусированные, так и перевеиваемые. Зона формирования почвенного покрова на широких барах, косах и пересыпях находится между дюнными грядами на морской и тыльной сторонах и представляет собой низкую заболоченную поверхность шириной более 100-200 м и высотой 2-6 м над ординаром [1].
120
