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.
