Исследование изменения фильтрационно-емкостных характеристик пористой среды в результате структурирования по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2»

UDK: 622.276.031.011:53.09
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-8-52-54
Ключевые слова: слабосцементированные породы, химическое связывание, полимерный состав, компьютерная микротомография, расчет фильтрационно-емкостных параметров
Авторы: А.А. Пачежерцев (ООО «Инжиниринговый центр МФТИ»), А.А. Ерофеев (ООО «Инжиниринговый центр МФТИ»), Д.А. Митрушкин (ООО «Инжиниринговый центр МФТИ»), А.И. Цицорин (ИПНГ РАН), Д.А. Каушанский (ИПНГ РАН), В.Б. Демьяновский (ИПНГ РАН), А.Н. Дмитриевский (ИПНГ РАН)

Высокие скорости фильтрации и градиенты давления в призабойной зоне пласта влияют на механические свойства коллектора, вызывая дополнительные деформации породы. В связи с этим длительная эксплуатация нефтяных скважин приводит к разрушению призабойной зоны пласта и выносу механических примесей в ствол скважины с последующими осложнениями в работе погружного и наземного оборудования, уменьшению межремонтного периода и увеличению времени простоя скважин. Для скрепления породы и предотвращения выноса механических примесей из призабойной зоны пласта разработан состав «ИПНГ-Пласт 2» на полимерной основе. Важным фактором эффективного применения данного состава является сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта после обработки скважины.

В статье представлены результаты исследования влияния полимерного состава «ИПНГ-Пласт 2» на характеристики порового пространства искусственных образцов керна. Для исследования внутреннего строения и структуры порового пространства применен метод компьютерной микротомографии. Данный метод позволяет исследовать внутренне строение объектов с высокой точностью и без их разрушения. На основе полученных результатов построены цифровые модели порового пространства, проведен расчет общей пористости и абсолютной проницаемости при помощи решения упрощенных уравнений Навье – Стокса методом конечных объемов. В результате установлены незначительные изменения абсолютных значений общей пористости и структуры порового пространства. Расчет проницаемости показал более значительные изменения после закачки состава как по абсолютным значениям, так и по пространственному распределению в объеме образца. В целом выявлено незначительное изменение фильтрационно-емкостных свойств искусственных кернов в результате структурирования по технологии «ИПНГ-Пласт 2».

Список литературы

1. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах// Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. Электронный научный журнал. – 2014. – № 10.

2. Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Акимов Н.И. Крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне скважины химическими методами // Интервал. – 2008. – № 4. – С. 27–31.

3. Сувернев С.П. Химическое связывание слабосцементированной породы для борьбы с песком// Инженерная практика. – 2011. – № 2 – С. 101–103.

4. Якимов С.Б. Особенности эксплуатации погружных насосов после проведения работ по ограничению выноса песка из призабойной зоны // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 1. – С. 51–55.

5. Пат. № 2558831 РФ. Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах / В.Б. Демьяновский, Д.А. Каушанский, А.И. Цицорин, А.Н. Дмитриевский; заявитель и патентообладатель ИПНГ РАН. – № 2014120882/03; заявл. 23.05.14; опубл. 10.08.15.

6. Изучение прочностных и фильтрационных свойств образцов кернов, структурированных уретановым предполимером / Д.А. Каушанский, А.И. Цицорин, А.Н. Дмитриевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 105–107.

7. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-Пласт2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах / Д.А. Каушанский, А.Н. Дмитриевский, А.И. Цицорин, В.Б. Демьяновский // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 84–87.

8. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 19–23.

9. Кривощеков С.Н., Кочнев А.А. Опыт применения рентгеновской компьютерной томографии для изучения свойств горных пород// Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 32–42.

10. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerised tomography // Sedimentary Geology. – 2000. – V. 132. – P. 25-36.

11. Porosity Estimation method by X-ray computed tomography / H. Taud [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – V. 47. – P. 209–217.

12. Quantitative characterization of fracture apertures using microfocus computed tomography / K. Vandersteen [et al.] // Geological Society. – 2003. – V. 215. – P. 61–68.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) или читать материал, находящийся в открытом доступе, могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178

ИТ-форум нефтегазовой отрасли
Конкурс на лучший IT-проект