3Оценка коэффициента восстановления проницаемости керна после совместного воздействия бурового раствора и фильтрата цементного раствора?
4 Условия и средства проведения измерений, приборы и материалы?
5 Оценка влияния фильтрата цементного раствора на проницаемость по длине колонки кернов?
2.4 Лабораторная работа N 7
Тема: Определение коэффициента восстановления проницаемости после воздействия перфорационной жидкости на пласт.
В процессе вторичного вскрытия после разобщения продуктивных пластов весьма важную роль имеют состав и свойства перфорационной жидкости. Влияние перфорационной жидкости на изменение проницаемости продуктивного пласта может существенно повлиять на добычные характеристики вводимых в эксплуатацию объектов. В связи с этим определение коэффициента восстановления проницаемости после воздействия перфорационной среды на пласт весьма актуально.
В данной лабораторной работе проводятся исследования изменения проницаемости пласта после воздействия перфорационной среды на естественные образцы керна и образцы керна, подвергнутые воздействию фильтрата бурового раствора, что позволяет оценить реальное влияние перфорационной среды на пласт во время вторичного вскрытия с учетом глубины зоны проникновения фильтрата и длины перфорационных каналов.
Исследования осуществляются на автоматизированных установках типа FDES-650Z, FDTES-100-140 и аналогичных в условиях, приближенных к пластовым.
Испытания проводятся на естественных образцах горной породы правильной цилиндрической формы с выдержанным диаметром при термобарических условиях, моделирующих условия залегания пласта. Диапазон изменения коэффициента проницаемости по жидкости от 0,1 до 5000 ∙10-3 мкм2.
Оборудование установки системы Corelab FDTES-100-140
Для проведения лабораторных исследований влияния перфорационной жидкости на проницаемость пласта может использоваться оборудование системы Corelab FDTES-100-140 (см. лабораторную работу 6.
Метод измерения и его сущность
Суть метода заключается в сравнении проницаемостей по жидкости колонки кернов до, и после воздействия перфорационной жидкости в условиях, моделирующих пластовые. Вначале определяется исходная проницаемость образцов керна по модели пластового флюида. Затем осуществляется в обратном направлении течению пластового флюида воздействие на образцы керна перфорационной жидкости в режиме статической фильтрации. После осуществляется движение пластового флюида в прямом направлении на нескольких режимах с различными перепадами давления и определяется остаточная проницаемость колонки кернов после воздействия перфорационной среды.
На колонке кернов с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами проводятся исследования по оценке влияния перфорационной жидкости на образцы керна, подвергнутые перед этим воздействию фильтрата бурового раствора.
Подготовка к проведению измерений
Подобрать необходимое количество кернов для проведения эксперимента. Загрузить керны в кернодержатель. Заправить поршневые накопители моделью пластового флюида, перфорационной жидкостью и фильтратом бурового раствора. Включить компьютер и запустить программу. После включения программы ввести в экран данные параметров керна и режимы работы системы, обязательные для проведения исследований.
Создать всестороннее и поровое давление и включить термостат.
Порядок проведения работы
1 После сборки компонентов установки и проведения внешнего осмотра заправить поршневые накопители: накопитель #1 моделью пластового флюида; накопитель #2 перфорационной жидкостью; накопитель #3 фильтратом бурового раствора (рисунок 9, лабораторная работа 6). Насос и область накопителей со стороны поршня насоса заполнить водой или нефтью.
2 Загрузить образцы керна в кернодержать и поместить в термостат. Выдержать керн под давлением для проверки герметичности, создать поровое и всестороннее давление и провести термостатирование.
3 Установить поток пластового флюида из накопителя #1 через испытываемые образцы керна в прямом направлении и стабилизацию давления. Запустить насос в режиме постоянной скорости. Продолжить вводить поток, пока давление/скорость потока не станет постоянным, указывая, что равновесие достигнуто. Повторить эту операцию при двух дополнительных скоростях потока.
4 Отметить дифференциальные давления, скорость потока и совокупный введенный объем. Измерить дифференциальные давления поперек различных образцов керна (1, 2, 3), открывая клапаны AV10 и AV11. При этом фиксируются и заносятся в память ПЭВМ коэффициенты проницаемости для одного, двух и трех образцов, как функции скорости потока, дифференциального давления и расстояния по керну.
5 Ввести перфорационную жидкость (из накопителя #2) в обратном направлении к торцу образцов керна. Установить насос на требуемый постоянный перепад давления перфорационной жидкости на керн и держать в течение 3 - 6 часов. При этом на экране и в памяти ПЭВМ фиксируется перепад давления и количество поступающей из керна жидкости. Контролировать процесс взаимодействия перфорационной жидкости с керном, дифференциальное давление как функцию длины керна и отбор фильтрата.
6 Выполнить п.п. 3, 4. Отключить термостат, провести охлаждение в естественном режиме и разобрать кернодержатель.
7 Провести визуальный осмотр образцов керна, определить их состояние и осуществить сравнительный анализ кернового материала до и после воздействия перфорационной жидкости.
8 Подобрать колонку кернов с аналогичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами по сравнению с предыдущей испытанной колонкой кернов.
9 Выполнить п.п. 2, 3, 4. Ввести фильтрат бурового раствора (из накопителя #3) в обратном направлении к торцу образцов керна. Установить насос на требуемый режим потока с постоянным перепадом давления фильтрата бурового раствора на керн. Через образцы керна прокачать фильтрат бурового раствора в количестве не менее 5 объемов порового пространства керна. Контролировать процесс взаимодействия фильтрата бурового раствора с керном, дифференциальное давление как функцию длины керна.
10 Выполнить п.п. 5, 6. Провести визуальный осмотр образцов керна, определить их состояние и осуществить сравнительный анализ кернового материала и флюидов до и после воздействия фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости на образцы керна.
11 Оценить изменение проницаемости образцов керна после воздействия фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости и сравнить с изменением проницаемости образцов керна после воздействия перфорационной жидкости.
Вычисление результатов измерений
Исходные данные и результаты измерений заносятся в электронные таблицы. По данным лабораторных исследований определяется коэффициенты восстановления проницаемости пласта после воздействия перфорационной жидкости на естественные образцы керна и после воздействия перфорационной жидкости на коллектор, подвергнутый перед этим воздействию фильтрата бурового раствора. При этом оцениваются коэффициенты восстановления проницаемости по длине колонки кернов (для первого, второго и третьего образцов). На основании данных исследований определяется влияние перфорационной жидкости вторичного вскрытия продуктивных пластов на состояние призабойной зоны пласта в зависимости от состава и рецептуры перфорационной среды, глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и длины перфорационных каналов.
Контрольные вопросы к лабораторной работе № 7
1 Последовательность работы для оценки изменения проницаемости пласта после воздействия перфорационной среды?
2 Сущность метода определения коэффициента восстановления проницаемости после воздействия перфорационной жидкости?
3 Условия проведения измерений, средства измерения, приборы и материалы?
4 Определение коэффициента восстановления проницаемости после воздействия перфорационной жидкости на естественные образцы керна и образцы керна, подвергнутые влиянию фильтрата бурового раствора?
5 Оценка воздействия перфорационной жидкости на проницаемость по длине колонки кернов?
Список использованных источников
1 Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. [Текст]: / Учебное пособие. / В.М. Подгорнов, В.А. Вединцев - М.: Недра, 1984.
2 Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. ГОСТ 26450.2-85.
3 Нефть. Метод определения фазовой проницаемости в лабораторных условиях при совместной фильтрации. ОСТ 39-235-89.
4 Балуев А.А. Влияние технологических параметров скважин на их добывные возможности. [Текст]: / А.А. Балуев [и др.]. Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 9. - c.29-31.
5 Балуев А. А. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. [Текст]: / А.А. Балуев [и др.]. – Нефтяное хозяйство, 2001, № 9. с. 35-37.
6 Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. [Текст]: / А.М. Ясашин - М.: Недра, 1979.-344 с.
7 Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых пластов. [Текст]: / В.А. Амиян [и др.]. - М.: Недра, 1980.
| Подписано к печати | Бум. ГОЗНАК |
| Заказ № | Уч.- изд. л. |
| Формат 60х90 2/16 | Усл. печ. л. |
| Отпечатано на RISO GR 3770 | Тираж |
________________________________________________________________
Издательство
Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38
Отдел оперативной полиграфии издательства
625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52