CC BY
44
в) в культуре - благоприятные условия для кристаллизации ментальных российских ценностей: евразийской ориентации, соборности, высокой нравственности, взаимопомощи, защищённости, традиционной связанности с мировой культурой.
Вопрос - принципиальный: речь идёт о повседневном воспроизводстве главного духовно-практического продукта творческой (креативной) человеческой деятельности, а именно: социальной культуры, которая определяется в качестве свода юридически установленных, нравственно обусловленных, психологически укоренённых норм и правил общения и поведения человека среди подобных ему людей во всех сферах повседневной их жизнедеятельности (труд, быт, досуг, учёба, семья, общественная занятость и др.).
2. С другой стороны, в качестве одной из ведущих, наряду с экономикой и политикой, сфер человеческого бытия культура выступает своеобразным объектом для государственного управления, самой трудно поддающейся для воздействия со стороны органов власти отраслью социального воспроизводства, где субъект в их лице должен обеспечить равные для всех граждан возможности получения высококачественных услуг духовно-практического свойства (книжных, кинематографических, театральных, концертных, музейных и др.).
Вся многообразная деятельность органов власти в этой сфере бытия человека, связанной в основном с эмоциональным и интеллектуальным наполнением его свободного времени (досуга) именуется культурной политикой, для которой особую идеологическую и технологическую значимость представляет регулятивная функция культуры. Это - естественно: социальное явление регуляции ближе стоит к аналогичному явлению управления, чем явления культурации, аккумуляции, интеграции, адаптации, ретрансляции, хотя и их элементы также присутствуют в динамике этого процесса и в статике его результата. В этом случае культурную политику следует понимать как систему целей, задач, направлений, средств, результатов процесса реализации потребностей общества и интересов государства в духовной сфере жизнедеятельности социума.
Литература
1. Бердяев, Н.А. Философия неравенства / Н.А. Бердяев. Судьба России: Сочинения. - М.: Изд-во ЭКСМО-Пресс; Харьков: Изд-во Фолио, 1999. - 736 с.
2. Леви-Стросс, К. Путь масок / К. Леви-Стросс. - М.: Республика, 2000. - 399 с.
3. Каган, М.С. Системный подход и гуманитарное знание / М.С. Каган. - Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1991. - 384 с.
4. Стёпин, В.С. Культура / В.С. Стёпин / Новейший философский словарь. - Мн.: Книжный двор, 2003. - 1280 с.
5. Егоров, В.К. Философия русской культуры / В.К. Егоров. - М.: Изд-во РАГС, 2006. - 552 с.
6. Ерасов, Б.С. Социальная культурология / Б.С. Ерасов. - М.: Аспект Пресс, 1998. - 591 с.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ / SCIENCES ABOUT THE EARTH
Амиров А. М
Аспирант, Пермский национальный исследовательский политехнический университет ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ СКОРОСТИ ЗАКАЧКИ КИСЛОТНОГО СОСТАВА ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ
ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОГО КАНАЛА В КЕРНЕ
Аннотация
Входе проведения лабораторных исследований на образцах керна выявлена оптимальная линейная скорость закачки кислотного состава. Для каждого состава она разная, но в среднем составляет 12,5*10-5м/с. Знание оптимальной скорости позволит более эффективно проводить кислотные обработки на скважинах.
Ключевые слова: керн, кислотный состав, высокопроницаемый канал.
Amirov A. M.
Postgraduate stuent, Perm National Research Polytechnic University
DETERMINATION OF THE OPTIMAL RATE OF INJECTION ACID COMPOSITION FOR EMERGENCE OF THE CHANNEL WITH HIGH PERMEABILITY OF THE CORE SAMPLES
Abstract
In laboratory studies on the core samples, optimal linear rate of injection acid composition. For each of acid composition is different, but the average is 12.5*10-5 m/s. The knowledge optimal rate of injection will more effectively implement the acid treatment in wells.
Keywords: core sample, acid composition, channel with high permeability.
ВВЕДЕНИЕ
Вновь вводимые в эксплуатацию месторождения всё чаще представлены низкопроницаемыми, малопродуктивными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами. Приток жидкости к скважинам в таких коллекторах зачастую очень мал, несмотря на большие депрессии на пласт.
На месторождениях, уже находящихся в эксплуатации, в результате движения жидкости к забоям и проведения подземных ремонтов скважин, эксплуатирующих пласт, происходит значительное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП), увеличение скин-фактора. Это приводит к снижению дебитов скважин, уменьшению зоны дренирования и, как следствие, «потере» части извлекаемых запасов в застойных участках пласта.
Для обеспечения лучшей гидродинамической связи пласта со скважиной, восстановления проницаемости ПЗП и снижения скин-фактора применяются различные методы интенсификации добычи. В настоящее время большое распространение получили обработки скважин различными кислотными композициями. Сущность данного метода заключается в способности некоторых кислот растворять горную породу. Такой вид обработок позволяет искусственно улучшить проницаемость пород призабойной зоны путём увеличения числа и размера дренажных каналов.
Для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах применяются обработки кислотными составами на основе соляной кислоты (HCL), известные с 1895 года [1]. Несмотря на многолетний опыт и большой объем проведенных работ значительная часть обработок не дает положительных результатов. Успешность проведения кислотных обработок на многих месторождениях не превышает 30% [2]. Это связано с отсутствием должного интереса к детальному исследованию процесса кислотной обработки пласта, что объясняется низкой себестоимостью данной технологии.
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА КЕРНЕ
При выполнении научно-исследовательской работы по оценке эффективности применения кислотных составов для обработки ПЗП в добывающих скважинах были проведены лабораторные тесты на реальных образцах карбонатного керна продуктивных отложений месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Тестировались 6 кислотных составов:
• 12 % - ный водный раствор соляной кислоты (HQ) с замедлителем соляной кислоты «ЗСК - 1» концентрацией 9 %;
• 12 % - ный водный раствор HQ с замедлителем соляной кислоты «ЗСК - 1» концентрацией 15 %;
• 12 % - ный водный раствор HQ с лимонной кислотой и ОП-10;
• многофункциональный кислотный состав (МКС);
• «ДН - 9010 марка А»;
• «Флаксокор 210 марка О».
113
Моделирование кислотных обработок карбонатных коллекторов нефтяного месторождения проводилось при всестороннем давлении обжатия образца керна равном 180 атм., пластовом давлении - 130 атм. и пластовой температуре 25 °С. Лабораторные тесты включали следующие этапы:
1. Определение геометрических размеров образцов керна.
2. Сушка образцов керна.
3. Определение абсолютной газопроницаемости (Кпрг) сухих образцов керна в направлении «пласт-скважина».
4. Насыщение образцов керна моделью пластовой воды.
5. Определение пористости методом жидкостенасыщения.
6. Создание остаточной водонасыщенности образцов керна в групповом капилляриметре В32-32.
7. Насыщение образцов керна керосином.
8. Проведение исследований на фильтрационной установке «AFS-300» по воздействию кислотных составов на образцы керна:
• установка образца керна в кернодержатель, создание пластового и горного давлений;
• фильтрация нефти в направлении «пласт-скважина» (имитация нефтяной скважины), определение проницаемости по нефти (КнО;
• закачка кислотного состава в направлении «скважина-пласт» до прорыва или появления кислоты на выходе;
• фиксация максимального давления и количества закачанной кислоты;
• определение проницаемости по нефти (Кн2) в направлении «пласт-скважина».
9. Расчет коэффициента (Кн2/Кн1) восстановления (изменения) проницаемости.
Оценка эффективности кислотных составов определялась по коэффициенту восстановления проницаемости, затраченному количеству составов и максимальному давлению закачки их в керн [3].
Всего было выполнено 24 исследования - каждый состав тестировался на 4 образцах керна. Результаты испытаний приведены в сводной таблице.
При обработке полученных результатов была выявлена тенденция к зависимости объёма кислотного состава, необходимого для образования сквозного высокопроницаемого канала, от линейной скорости его закачки в керн. Для подтверждения выявленной тенденции были проведены 20 дополнительных тестов по закачке в керны кислотных составов при разных скоростях (таблица).
Результаты фильтрационных экспериментов на керне
Кислотный состав Кпр^ *10-3 мкм2 % V, *10-5 м/с Количество кислотного состава в объёмах пор Давление закачки кислотного состава, атм Кн2/ Кн1
HCL 12% + ЗСК 9% 7,59 44,52 1,2 0,85 3,07 763,3
4,96 53,78 1,9 0,84 18,30 116,3
14,79 42,60 3,5 0,81 8,60 23,2
3,72 47,45 10,6 0,59 14,40 113,5
13,89 43,96 13,0 0,56 12,00 24,7
19,52 41,68 17,7 0,64 8,20 359,5
4,41 57,01 23,6 0,76 15,50 129,8
14,05 42,40 24,8 0,78 6,60 213,8
HCL 12% + ЗСК 15% 29,19 32,76 2,2 0,78 7,60 10,8
3,72 60,84 2,4 0,77 12,10 122,5
12,55 27,43 2,5 0,68 5,50 2,8
3,68 41,66 11,8 0,63 9,70 116,3
30,19 35,33 18,6 0,72 6,20 31,9
3,70 44,44 23,6 0,80 28,10 246,6
12,04 46,88 25,2 0,84 13,90 65,5
HCL 12% + Лимонная кислота + ОП-10 36,83 23,27 1,9 1,15 4,00 2,0
8,41 50,20 2,4 1,02 2,46 1,0
7,09 53,51 2,4 0,72 10,80 688,3
2,89 62,16 2,6 0,53 30,80 83,0
6,86 63,65 11,8 0,48 15,10 61,3
30,01 28,58 12,5 0,72 7,40 1,7
3,15 51,06 17,7 0,95 34,00 234,6
2,25 46,63 22,4 1,12 15,70 161,4
МКС 8,22 65,37 24,8 0,93 4,73 61,6
3,60 58,16 1,2 0,89 20,00 328,2
13,79 65,32 2,4 0,68 7,30 157,9
3,23 39,17 3,5 0,57 15,80 73,6
10,36 17,29 10,6 0,44 12,30 5,6
3,55 45,59 13,0 0,66 57,10 357,7
13,58 41,57 22,4 0,86 16,60 4,2
114
Продолжение таблицы
Кислотный состав К *10-3 1Ч-прг? 1 w мкм2 Ков, % V, *10-5 м/с Количество кислотного состава в объёмах пор Давление закачки кислотного состава, атм. Кн2/ Кн1
ДН-9010 марка А 2,64 55,87 1,2 0,96 15,70 138,0
8,29 44,55 2,4 0,78 1,27 103,6
9,87 23,30 2,6 0,68 9,70 12,7
1,82 56,76 11,8 0,54 38,70 346,7
6,33 40,55 15,3 0,65 11,90 12,1
2,40 51,23 22,4 0,69 31,20 264,9
8,80 30,05 24,8 0,86 9,70 10,0
Флаксокор 210 марка О 23,18 30,74 1,2 1,08 1,90 0,8
1,86 72,34 2,4 0,91 32,60 1341,7
1,24 68,53 11,8 0,53 26,90 804,0
5,63 41,90 13,0 0,44 17,60 12,1
25,55 29,64 17,7 0,54 9,60 60,2
2,33 70,06 23,6 0,62 37,90 1451,3
5,66 55,94 25,2 0,75 33,00 3829,8
Все тесты подтвердили изначально выявленную тенденцию - с увеличением скорости закачки сначала происходит уменьшение до минимума объема кислотного состава, необходимого для «прорыва», т.е. образования высокопроницаемого канала, с дальнейшим его увеличением. Все 6 кислотных составов имеют примерно одинаковую оптимальную линейную скорость закачки, находящуюся в диапазоне (11,5 - 13,0)*10-5 м/с при среднем значении 12,5*10-5 м/с (рисунок).
Полученные данные подтверждаются результатами исследований зарубежных ученых, утверждающих, что для любого имеющегося набора пластовых условий существует критическая скорость закачки кислоты. Если скорость закачки ниже критической, то происходит компактное растворение поверхности породы, если же больше, то наблюдается образование канала (каналов) растворения, называемых «wormholes» - «червоточины» [4, 5].
а
о
к
и
я
я
А
ю
о
я
и
я
н
W
о
о
U
о
X
н
о
п
W
5
5Й
о
и
н
W
гг
5
п
й
0 5 10 12,5 15 20 25 30
Линейная скорость закачки кислотного состава, *10-5 м/с
---HCL 12% + ЗСК 9%
---HCL 12% + ЗСК 15%
HCL 12% + Лимонная кислота + ОП-10
---МКС
ДН-9010 марка А
Зависимости количества кислотного состава, необходимого для образования высокопроницаемого канала, от скорости его
закачки в керн.
115
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
