Содержание к диссертации
Введение
1 Методы кислотного воздействия на горную породузалежей нефти 11
Анализ существующих методов обработки призабойиой зоны пласта кислотными составами в условиях месторождений западной сибири 11
Использование кислотных растворов для обработки призабойиой зоны пласта 12
Кислотные обработки с использованием поверхностно-активных веществ 15
Кислотные обработки с предварительной выборочной изоляцией призабойиой зоны 18
Кислотные обработки в присутствии асфальтено-смоло-парафиновых отложений 19
Кислотные обработки с использованием растворителей 21
Комплексное кислотное воздействие на призабойную зону пласта 22
Проведение кислотных обработок призабойиой зоны пласта на месторождениях оао «сургутнефтегаз» 26
Особенности геологического строения низкопродуктивных залежей нефти месторождений 29
Обоснование путей повышения эффективности воздействия на призабойную зону пласта кислотными растворами 40
Выбор концентрации компонентов кислотных растворов 41
Снижение скорости взаимодействия компонентов кислотного раствора с минералами горной породы 44
1-4.4- Предупреждение интенсивного осадкообразования 46
L5- Выводы по литературному обзору 48
2. Методики эксперимента 50
2.1 Методика определение кинематической вязкости 50
2,2, Методика определения плотности флюида 51
2.3. Определение коэффициентов распределения спиртов и эфиров между водной и органической фазами 51
2.4. Методика подготовки образцов горной породы к определению физических свойств 53
2,5- определение коэффициента открытой пористости горной породы способом преображенского 54
2-6. Определение остаточной водонасыщенности горной породы 55
2.7. Определение проницаемости горной породы 57
2.8. Рентгенофазовый анализ минерального состава горной породы 61 2.9.растровая электронная микроскопия сколов образцов горной породы 63
З. Физические и химические процессы взаимодействия кислотных растворов с горной породой залежей нефти 65
3.1.Определение значений концентрации компонентов кислотных композиций на водной основе и времени контакта с минералами низкоптоницаемой горной породы 65
3.2, Подбор растворов и изучение свойств кислотных композиции, способствующих повышению эффективности кислотной обработки .низкопроницаемой горной породы 76
3.3. Изучение химизма взаимодействия кислотного раствора с горной погодой низкопродуктивных залежей нефти 85
3.4. Оценка влияния эффекта гидрофобизации на проницаемость составных образцов горной породы по нефти 103
3.5. Кислотное воздействие на керн обработанный гидрофобным составом
3-6. Сравнительный анализ использования в качестве растворителя .составной части кислотного раствора изопроп илового спирта, втор-бутилового спирта, этилцеллозольва и бутилцеллозольва 113
3.7. Выработка рекомендаций по эффективному применению кислотных составов и разработке технологии воздействия на призабойную зону пласта кислотными растворами на основе спиртов и эфиров 117
3.8. Обсуждение результатов исследования 127
Выводы и рекомендации 130
Литература
- Кислотные обработки с использованием поверхностно-активных веществ
- Комплексное кислотное воздействие на призабойную зону пласта
- Определение коэффициентов распределения спиртов и эфиров между водной и органической фазами
- Подбор растворов и изучение свойств кислотных композиции, способствующих повышению эффективности кислотной обработки .низкопроницаемой горной породы
Введение к работе
Актуальность работы. Одной из основных проблемой нефтедобывающей отрасли на протяжении последних лет является увеличение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаем ыми запасами и темпов разработки нефтяных залежей со сложным геологическим строением.
Эффективность разработки низкопродуктивных залежей нефти зависит от качественной и бесперебойной эксплуатации добывающих скважин, работа которых во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта. Эта область пласта наиболее подвержена физико-химическим и термобарическим изменениям, которые возникают при различных скоростях фильтрации многофазных систем. По текущему состоянию призабойной зоны пласта имеется наибольшая информация, на основании которой можно эффективно воздействовать на восстановление и повышение продуктивности нефтедобывающих скважин.
На месторождениях Западной Сибири для улучшения работы скважин используют различные технологии кислотных обработок призабойной зоны пласта. Большинство технологий, в том числе применяемых в промышленном масштабе, малоэффективны в условиях пластов со сложным геологическим строением и значительным разнообразием геолого-физических параметров. К числу недостатков широко применяемых технологий кислотного воздействия необходимо отнести следующие: низкую проникающую способность водных растворов кислот в поры пласта в условиях слабопроницаемых заглинизированных коллекторов с высокой водоудерживающей способностью; интенсивное осадкообразование; неполное взаимодействие компонентов кислотных композиций с минералами горной породы во всем объеме порового пространства.
Активная разработка пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти обуславливает актуальность изучения физико-химических процессов взаи-
7 модействия кислотных составов с низкопроницаемой заглинизированной горной породой для разработки составов кислотных композиций и выработке рекомендаций по их эффективному применению.
Цель работы состоит в изучении физических и химических процессов взаимодействия кислотных растворов с горной породой низкопродуктивных залежей нефти, разработке новых составов кислотных композиций и технологии их воздействия на призабойную зону пласта.
Задачами исследования являлись:
анализ и обобщение литературных данных по методам кислотного воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях Западной Сибири, Поиск и обоснование путей повышения эффективности кислотной обработки призабойной зоны пласта. Описание особенностей геологического строения Русскинского, Тевлинско-Русски некого и Родникового месторождений, относящихся к залежам сложного геологического строения и имеющих невы-рабатываемые пласты (пропластки) с трудноизвлекаемыми запасами нефти;
изучение влияния концентрации компонентов кислотного раствора на водной основе и времени контакта с минералами горной породы на проницаемость керна по нефти после обработки, проведенного исходя из базовой, применяемой на месторождениях Западной Сибири, технологии кислотного воздействия;
подбор составов и изучение свойств кислотных композиций для обеспечения их взаимодействия с горной породой во всем объеме обрабатываемой призабойной зоны пласта при повышенных температурах, повышения проникающей способности кислотного раствора в низкопроницаемые коллекторы с высокой водоудерживающей способностью, достижения минимального осадкообразования в условиях повышенной глинистости коллекторов;
изучение химизма взаимодействия кислотного раствора с низкопроницаемой заглинизированной горной породой по результатам рентгенофазово-
8 го анализа и растровой электронной микроскопии керна до и после кислотного воздействия;
определение значений концентрации компонентов кислотных композиций на основе растворителя и времени контакта с низкопроницаемой горной породой, при использовании которых достигается наибольший эффект по увеличению фазовой проницаемости керна по нефти после кислотного воздействия;
оценка влияния эффекта гидрофобизации на проницаемость составных образцов горной породы по нефти;
сравнительный анализ использования в качестве органического растворителя составной части кислотного раствора изопропилового спирта, ewop-бутилового спирта, этилцеллозольва и бутилцеллозольва;
выработка рекомендаций по эффективному применению кислотных составов и разработке технологии воздействия на призабойную зону пласта кислотными растворами на основе спиртов и эфиров.
Научная новизна* L Предложен химизм взаимодействия кислотных растворов с горной породой низкопродуктивных залежей нефти по результатам рентгенофазового анализа и растровой электронной микроскопии керна до и после кислотного воздействия.
2. Проведен подбор кислотных растворов исходя из свойств компонентов и химизма их взаимодействия с горной породой. Определена последовательность использования химических реагентов при проведении технологических операций кислотного воздействия на низкопроницаемые коллекторы с повышенным содержанием глинистого материала породы.
Практическая значимость. 1. Разработаны и усовершенствованы рецептуры кислотных композиции для воздействия на горную породу пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Разработана технология воздействия на призабойную зону пласта кислотными растворами на основе спиртов и эфиров. Кислотные составы, технология рекомендованы к использованию при планировании мероприятии по интенсификации притока нефти на промысловых объектах.
Новые сведения по составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта, химизму взаимодействия кислотных растворов с горной породой и технологии их применения, полезные при решении проблем интенсификации притока нефти из низкопродуктивных залежей.
На защиту выносятся:
результаты подбора кислотных растворов для обработки .низкопроницаемых коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов на основе спиртов и эфиров: изопропилового спирта, в/иор-бутилового спирта, этилцеллозольва, бутил целлозольва, содержащие 6 мас.% хлороводородной и 1 мас.% фтороводородной кислот;
результаты исследований по обработке образцов горной породы разработанными кислотными растворами на водной и органической основе, полученные на установках измерения проницаемости керна FDES-650Z и УИПК-IV, позволяющих имитировать термобарические условия залегания пластовых флюидов;
химизм взаимодействия кислотных растворов с горной породой, предложенный на основании результатов рентгенофазового анализа и растровой электронной микроскопии керна до и после кислотного воздействия;
результаты исследований по влиянию эффектов гидрофобизации и кислотного воздействия на фазовую проницаемость низкопроницаемой горной породы;
технологическая схема обработки призабойной зоны пласта кислотными составами на основе растворителей, учитывающая радиус кольцевой неоднородности и геолого-физические особенности низкопродуктивных залежей нефти.
10
^ Достоверность и обоснованность результатов. Проведенные иссле-
дования выполнены на поверенном оборудовании, количество параллельных
измерений в каждом эксперименте составляло 3-7 раз. Результаты проведен
ных экспериментов обрабатывались методами математической статистики.
Математическая аппроксимация проведена с коэффициентом корреляции не
ниже 0,95-0,98. Имелась согласованность результатов экспериментов незави
симых методов исследования рентгенофазового анализа и растровой элек-
"* тронной микроскопии.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы
докладывались на Всероссийской научно-технической конференции (Тю
мень; ТюмГНГУ, 2000 г.); XIII научно-практической конференции молодых
ученных и специалистов (СибНИИНП, Тюмень, 2002 г.); Научно-
технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения
\^ В.ІІМуравленко (ТюмГНГУ, Тюмень, 2002 г,); Международной научно-
технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ, Тюмень, 2003 г.)
Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах списка ВАК.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы- Работа изложена на 145 страницах, включая 27 рисунков и 19 таблиц- Список литературы насчитывает 144 наименований.
>
Кислотные обработки с использованием поверхностно-активных веществ
С целью снижения межфазного натяжения систем нефть-вода, повышения эффективности действия кислотного раствора, облегчения обратного стока отработанной кислоты после обработки в кислотные растворы добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Их наличие облегчает проникновение кислотного раствора в микроскопические поры пласта. Использование ПАВ необходимо при обработке слабопроницаемых заглинизиро-ванных пород, а также при очистке забоя скважины от оставшихся частиц цемента или твердых отложений. ПАВ облегчают удаление остаточной воды с поверхности горной породы и проникновение кислотного раствора через нефтяные пленки, покрывающие поверхность пор.
В рассмотренных патентно-литературных источниках [3, 10, 54, 57, 58 и др.] по данному направлению в качестве ПАВ используются: неонол, АФ9-6, эфирокс-7, фосфол, СНПХ-6012. Так в "Ноябрьскнефтегаз" используется СНПХ - 6012 в комплексной обработке, включающей очистку забоя, кислотную ванну, кислотную обработку и освоение» причем ПАВ добавляется не только в раствор, но также в качестве буферного водного раствора, разделяющего все виды операций- Увеличение дебита составило 13 т/сут. при успешности 80 % [48]. Такие ПАВ как ИВВ-1 и Дон-2 , вводимые в кислотный раствор, применяют для гидрофобизации породы, что увеличивает приток нефти к скважине. Вопросами гидрофобизации призабойной зоны занимаются такие организации, как: ВНИИ, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, НПО Союзтермнефть, Нефтегазтехнология и др. В целом, эти работы до настоящего времени носят экспериментально-исследовательский характер.
Большое количество ПАВ используется в качестве ингибиторов коррозии, добавляемых непосредственно в кислотные составы. Это Уникол ПБ5, Карбозолин О, Марвелан КО, ГИПХ-1, Катапин, Катамин, СНПХ-1 и др [42]. Ингибиторы коррозии вводятся в кислоту, как правило, уже на заводах изготовителях по согласованию с потребителем.
Представляют интерес патенты [5, 107], когда ингибиторы коррозии применяют для создания защитной пленки на оборудовании непосредственно перед кислотной обработкой. При этом используются ГИПХ-3, СНПХ-6002 и СНПХ-6013, а также катапин в сочетании с КМЦ.
Для устранения недостатка СКО, заключающегося в снижение эффективности воздействия после двух-трех применений хлороводородной кислоты, применяют способ пенокислотной обработки [60]. В качестве пенообразователей используют большой класс ПАВ: сульфонол, ДС -Рас, ПАВ типа ОП и др.
Преимущество пенокислотной обработки состоит в следующем: - в возможности применять их в широком диапазоне давлений, температур, при различных проницаемостях пластов; - пены позволяют транспортировать частицы гравия в пустоты повышая качество фильтра [115]. - благодаря низкой плотности и высокой кратности пенокислота охватывает значительно большую толщину пласта; - вследствие высокой проникающей способности пены и более медленного действия кислоты на породу удается транспортировать активную кислоту в глубь пласта на большие расстояния, подвергая тем самым глу-бинные зоны пласта по его простиранию; - наличие газовой фазы способствует лучшему удалению из ПЗП продуктов реакции. Механизм этого явления состоит в том» что поверхностно-активное вещество, которое добавляют к кислотному раствору, и пузырьки пены являются диспергаторами, предоотвращающими уплотнение в приза-бойной зоне продуктов реакции. Следовательно, в процессе вызова притока из пласта продукты реакции легко извлекаются из призабойной зоны. Этому способствует также эффект флотации - прилипание частиц продуктов реакции к пузырькам газа (воздуха) [29].
К недостаткам пенных систем следует отнести необходимость увеличения устьевого давления из-за низкого гидростатического напора пены, а также возникновение различных проблем в установках подготовки нефти и наземных линиях при неверном выборе концентрации пенообразующего агента [74].
На месторождениях западной Сибири широкое распространение получили кислотные эмульсии. В качестве эмульгаторов применяются: щелок черный моносульфитный, ОП-10, ЭС-2, Волгонат и др. [2Т 26]. Основным преимуществом этих эмульсий является то, что они обладают вполне определенным периодом стабильности, который контролирует время замедления реакции. В период стабильного состояния эмульсий значительно уменьшается кислотная коррозия стали. Это исключительно важно при проведении кислотных обработок в высокотемпературных скважинах.
Комплексное кислотное воздействие на призабойную зону пласта
Среди проанализированных литературных источников [16, 25, 27, 30, 34,36,40,47,49,64, 80, 82, 105,128, 126, 129 и др.] обнаружены технологии, которые трудно отнести к какому-то определенному виду кислотного воздействия- Как отмечалось выше, основное назначение кислотных обработок - устранение фильтрационных сопротивлений течению флюида в призабой-ной зоне. При этом, как правило, приходится решать сразу несколько задач, часть из которых была рассмотрена в предыдущих параграфах. Наиболее полно этим задачам соответствуют так называемые комплексные или комбинированные обработки, представляющие сочетание сразу нескольких видов воздействия.
В 1992 г, в Ноябрьскнефтегазе проводилось постоянное одновременное воздействие на добывающие (ацетоноглинокислотное воздействие) и нагнетательные (ГКО с промывкой пеной) скважины- Увеличение дебита составило в среднем 3,1 т/сут- За 23 месяца дополнительно добыто 189 тыс. т, нефти, эффект продолжается [46].
СКО с циркуляцией рабочего раствора через пакер только в приза-бойной зоне без продавки в пласт приводит к увеличению дебита на 8 т/сут. [92].
Для увеличения охвата призабойной зоны кислотным воздействием в 1984 году ПермНИПИнефть была предложена циклическая закачка кислотного раствора и блокирующего состава небольшими порциями. Циклы повторяли до снижения приемистости, после чего применяли освоение с удалением блокировки [1]. Увеличение дебита составило 5 т/сут. при продолжительности эффекта 325 суток. Дополнительно добыто 1575 т/скв.
По аналогичному принципу проводилась циклическая СКО с пассивированием обработанной поверхности нерастворимым осадком, образован 23 ным серной кислотой и содержащими ионы кальция пластовыми водами или силикатом натрия [22]. Способ позволяет снизить скорость нейтрализации хлороводородной кислоты в уже обработанных зонах и увеличить охват воздействием.
Интересно авторское свидетельство 4], по которому предложено снизить скорость взаимодействия хлороводородной кислоты с карбонатами охлаждением призабойной зоны за счет эндотермических реакций. По технологии ИФИНГа достигнуто увеличение дебита в 1,3 - 2 раза . Продолжительность эффекта не указана.
Представляет интерес работы [41] для условий месторождений "Ноябрьскнефтегаза", предусматривающая перед кислотной обработкой проводить целый комплекс подготовительных операций (промывка забоя, кислотная ванна), предварительная СКО перед ГКО, использование буферного раствора гидрофобизирующего катионоактивного ПАВ перед каждой операцией, а также введение в кислотный раствор анионоактивного или неионоген-ного ПАВ (гидрофилизаторов) для увеличения проникающей и отмывающей способности. Перед освоением производится закачка сначала гидрофобизирующего буфера, затем большеобъемной оторочки кислотного состава с пониженной концентрацией компонентов с добавкой гидрофилизатора. В некоторых случаях в кислотный раствор одновременно добавляют как гидро-фобизатор, так и гидрофилизатор.
В работе [105] предлагается обработка кислотной микроэмульсией с использованием НПАВ типа неонол, затем закачка растворителя из класса кетонов, спиртов, гликолей, альдегидов, способного поглощать рыхлосвя-занную воду, и последующая гидрофобизация углеводородным 0,1-5,0 % раствором Дон-52 или ATM 10-16. Теми же авторами предложен вариант [106], когда катионоактивным ПАВ гидрофобизирует породу не весь обрабатываемый интервал, при этом водонасыщенная зона гидрофобизируется и частично изолируется кремнийорганическим реагентом - этилсиликатом или АКОР. В данном случае могут быть использованы гидрофобизаторы, предлагаемые в качестве самостоятельного вида воздействия другими авторами, например, для нефтенасыщенной части - азотсодержащий гидрофобизатор ИКАП-1 в растворителе Нефрас, обладающем повышенной проникающей способностью [109], для водонасыщенной части — кремнийорганические полифункциональные соединения, например этилсиликат или Продукт 119-204 [111], Есть также способ гидрофобизации углеводородным раствором смеси масло- и водорастворимых ПАВ [93].
Применение различных видов ПАВ - обычное явление при кислотных видах воздействия, вместе с тем некоторые авторы указывают, что в низкопроницаемых коллекторах достигаемый эффект от их применения незначителен [88, 120], и в качестве более эффективного метода для газовых скважин предлагается сочетание кислотной обработки с импульсным воздействием, создаваемым срабатыванием заряда порохового генератора давления (ПГД). При этом сначала проводится обычная СКО или ГКО со всеми сопутствующими операциями вплоть до освоения, далее интервал перфорации вновь заполняется кислотным раствором и производится воздействие на пласт ПГД. В кислотные растворы, применяемые в данной технологии, обязательно добавляются ПАВ (0,5 % неонола АФ 12 или превоцела НГ-12).
Интересна технология, разработанная в КогалымНИПИнефть, заключающаяся в сочетании виброволнового воздействия с химическим на приза-бойную зону пласта [98]. Закачку химреагентов, в том числе кислотных растворов, авторы предлагают осуществлять под действием импульсных гидравлических ударов, создаваемых разработанным ими гидромониторным устройством УПГ-2.
Определение коэффициентов распределения спиртов и эфиров между водной и органической фазами
Испытание проводится в соответствии с ГОСТ 33-66. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости жидкости к ее плотности при температуре определения.
В лабораторных экспериментах использовался вискозиметр ВПЖ-4 (типа Пинкевича). Для проведения исследования вискозиметр заполняют испытуемым флюидом и устанавливают в термостате- Правильность установки вискозиметра определяют отвесом в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Для измерения времени течения жидкости на отводной хвостовик надевают резиновую трубку. Зажав пальцем колено и перевернув вискозиметр, опускают колено в сосуд с определяемым флюидом и засасывают его с помощью резиновой груши до контрольной метки, следя за тем, чтобы в жидкость не попадали пузырьки воздуха- Когда уровень жидкости достигает метки с другой стороны вязкозиметра, его вынимают из сосуда и быстро переворачивают в нормальное положение. Вискозиметр устанавливают термостат, так чтобы его расширение было ниже уровня жидкости в термостате-При заданной температуре засасывают жидкость в колено, примерно на 1/3 высоты расширения- Сообщают колено с атмосферой и определяют время опускания мениска жидкости от двух контрольных меток.
Плотность жидкости относится к нормальной температуре 20С и к плотности воды при температуре 4 С, принятой за единицу. Эта плотность численно равна удельному весу по отношении к воде при температуре 4С.
Для установления значения плотности испытуемой жидкости цилиндр для ареометров устанавливают на прочной подставке и заполняют испытуемым флюидом- Чистый и сухой ареометр медленно опускают в жидкость, держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратит колебаться, производят отсчет по верхнему краю мениска, В тех случаях, когда плотность определяется не при температуре 20 С, а при другой температуре, устанавливают заданную температуру термостата и проводят измерение плотности аналогично описанному выше. Отсчет по шкале ареометра дает плотность флюида при заданной температуре испытания.
Для определения коэффициентов распределения спиртов и эфиров между водной и органической фазами к смеси равных объемов воды и гекса-на в центрифужной пробирке добавляли 1 % об. соответствующего раство рителя (в пересчете на водную или органическую фазу), интенсивно перемешивали в течение 15 мин. Затем пробирки центрифугировали в течение 10 мин при 3000 об/мин. Концентрации спиртов и эфиров в водной и органической фазах определяли методом газожидкостной хроматографии на газовом хроматографе «Кристалл 2000М» на капиллярной колонке длиной 50 м и диаметром 0.32 мм с привитой фазой FFAP (полиэтиленгликоль, терминированный 2,4-нитрофталевой кислотой).
Для изопропилового и emop-бутилового спиртов использовали программируемый режим работы термостата от 65 до 90 С со скоростью подъема температуры 10 С в мин. Начальная изотермическая задержка выдерживалась в течение 8 мин- Для этилцеллозольва и бутилцеллозольва использовался изотермический режим работы термостата - 170 С, Применялась система ввода пробы с делением потоков: 1:35 часть пробы поступала в колонку, а остальная часть - в систему сброса (через соответствующий фильтр-ловушку). Температура испарителя составляла 200 С, температура детектора -170 С Объем вводимой пробы составлял 1 мкл.
Коэффициент распределения для спиртов между гексаном и водой рассчитывали по отношению концентраций (в % об-) в каждой фазе. Расчет концентраций проводился методом абсолютной одноуровневой калибровки. С этой целью проводился хроматографический анализ градуировочных растворов- В качестве растворителя использовалась дистиллированная вода-Каждый градуировочный раствор анализировали по 3 раза- Полученные линейные зависимости были использованы при определении концентраций спиртов в органической и водной фазах (среднеквадратическое отклонение не превышало 3%).
Для эфиров использовали другой вариант определения коэффициентов распределения- Расчет проводили по отношению площадей эфиров в гексане и воде. Это допущение является обоснованным, так как площади хрома-тографических пиков эфиров пропорциональны концентрациям. Линейный динамический диапазон для пламенно-ионизационного детектора составляет 7 порядков. Определение коэффициента распределения таким способом заметно упрощает саму процедуру, поскольку исключается длительная процедура калибровки хроматографа.
Подбор растворов и изучение свойств кислотных композиции, способствующих повышению эффективности кислотной обработки .низкопроницаемой горной породы
Испытание проводится в соответствии с ОСТ 39-235-89, МВИ 11-25-2000. Свойство горных пород пропускать жидкости, газы и их смеси при на личии перепада давления называется проницаемостью.
После определения остаточной водонасыщенности образцы керна помещают в кернодержатель, создают давление гидрообжима, внутрипоровое давление, перепад давления на торцах образца и осуществляют фильтрацию пластовой нефти (керосина) через образец до полной стабилизации процесса. При этом соотношение между давлением гидрообжима и внутрипоровым давлением соответствует аналогичному между горным и пластовым давлением, а соотношение между внутрипоровым давлением и перепадом давления на торцах образца - соотношению между пластовым давлением и забойной депрессией в скважинах натурной модели. Испытания проводятся при термобарических условиях, моделирующих условия залегания пласта. Фильтрационные свойства горной породы исследовались на установке УИПК-IV и FDES-650Z.
Установка УИПК-IV позволяет определять проницаемость пород для жидкостей, газов и их смесей в пластовых условиях и получать зависимости проницаемости от температуры до 90 С, пластового до 30 МПа и горного до 65 МПа давления- Пределы измерения проницаемости - от 0,001 до 10 мкм при вязкости рабочего агента 1 сп. Проницаемость определяется с точностью 2,5% от измеряемой величины,
В связи с тем, что основная задача исследований базировалась на разработке технологии глинокислотного воздействия и сам процесс был тесно связан с использованием кислотных растворов в экспериментах, установка УИПК-IV подвергнута модернизации: на установку смонтирован жидкостной поршневой разделитель с гуммированными стенками, предотвращающими образование осадков, забивающих поровое пространство кернового материала и, как следствие, снижающих фильтрационную способность; использовались вентили для работы с агрессивной средой фирмы; установлены фильтрационные патрубки покрытые внутри пленкой фторопластсодержа-щего компонента; в лабораторных исследованиях применялся кернодержа-тель, снабженный регулируемым подогревом от муфельной печи.
Схема усовершенствованной установки для исследования проницаемости образцов горной породы УИПК-IV представлена на рис. 2.1
Установка FDES-650Z фирмы «Coretest systems», позволяет моделировать условия фильтрации жидкостей через колонку кернов, максимально приближенные к пластовым (рис, 2.2). В системе имеется несколько контейнеров, позволяющих испытывать различные жидкости, в том числе и агрессивные. Исследования проводиться при горном давлении до 68,0 МПа, поро-вом давлении до 50/) МПа и температуре до 150СС. Проницаемость определяется с точностью 0,5-1 % от измеряемой величины.
Установка оснащена блоком поддержания противодавления (DBPR), который автоматически поддерживает противодавление, позволяя при этом замерять фактический расход. Установка снабжена фракционным коллектором, который позволяет отбирать пробы через определённый интервал времени. Все части, смачиваемые поровым флюидом, изготовлены из инертного материала.
Работа системы управляется компьютером. Программное обеспечение позволяет работать как в ручном, так и в автоматическом режиме. На монитор компьютера выводится информация о состоянии керна: проницаемость, скорость потока, дифференциальное давление, графики зависимости давления и расхода жидкости от времени.
Первое отражение происходит при минимальном угле от вх, которому соответствует Д = 1Л. Это отражение называется отражением первого порядка. Второе отражение происходит при отблеска в2, которому соответствует Д - 2Л,- отражение второго порядка и т. д.
С увеличением порядка отражения резко снижается интенсивность отражений: Облучая кристаллы рентгеновскими лучами и регистрируя результаты, можно, используя формулу Брэгта-Вульфа, установить величину меж-плоскостпого расстояния- Рентгеновские данные позволяют также определять симметрию, размеры элементарной ячейки и по этим данным определять минерал.
Образец горной породы тщательно растирают в агатовой ступке, полученный порошок для рентгенофазового анализа породообразующих минералов прессуют в столбик диаметром 0,5 - 1,0 мм, высотой 7-10 мм в капилляре, приготовленном из нитропленки, растворенной в ацетоне. Столбик при помощи пластилина укрепляют на препаратодержателе рентгеновской камеры и тщательно центрируют и проводят регистрацию дифракционного спектра. Для рентгеноструктурного анализа цементирующих минералов порошок растворяют в водном растворе, перемешивают и осаждают по времени отбора нужной фракции горной породы. Затем пипеткой отбирают взвесь и помещают на стекло. Стекло помещают в сушильный шкаф при 102-105 С. Дальнейшая процедура регистрации дифракционного спектра аналогична рентгенофазовому анализу породообразующих минералов.
Регистрация дифракционного спектра рентгеновских лучей от исследуемого образца производится при помощи ионизационной камеры с самописцем дифрактометра ДРОН-6. Дифрактометр рентгеновский ДРОН-6 предназначен для проведения широкого круга рентгеноструктурных исследований кристаллических материалов. Принцип действия дифрактометра основан на дифракции рентгеновских лучей от атомных плоскостей кристаллической решетки исследуемого вещества. В дифракгометре ДРОН-6 используется характеристическое излучение, источником которого является рентгеновская трубка. Для выделения узкого участка спектра (монохромати-зации) применяются: отражение от плоского и изогнутого монокристаллов» амплитудная дискриминация со сцинтилляционным счетчиком» селективно-поглощающие фильтры. Определение минерального состава горной породы проведено в СиКа - излучении, Ni — фильтр. Фазы идентифицировались с помощью дифрактометрической базы данных PDF-2. При расшифровке структур и определении фазового состава горной породы использованы программные комплексы PDWin4.0 и POWDER2.
