Вступ. Не обхідність підвищення рівня вилучення вуглеводнів з родовищ викликала особливу увагу дослідників до виснажених та нетрадиційних родовищ. Інтенсифікація видобутку з даних родовищ, у зв’язку з часто низькою проникністю, потребує нових підходів, зокрема вивчення можливостей додаткового вилучення вуглеводнів з використанням особливостей капілярних систем [1].
Існуючі методи відрізняються точністю, але не дозволяють використовувати керновий матеріал різних типорозмірів і властивостей. Тому виникла необхідність в удосконаленні існуючих методів, яка дозволить в умовах нафтового промислу оперативно визначати не тільки капілярний тиск, а і капілярну проникність. Проникність в основному визначається за допомогою аналізу керну та пластового тиску випробувань [2].
Капілярний тиск є іншим істотним параметром в дослідженнях пов'язаних з пористими структурами і рухом багатофазних рідин у пластах [3]. Вимірювання капілярного тиску є одним з основних методів, який дозволяє зрозуміти структуру порового простору, провідність і розподіл рідини в зразках порід.
Поки що всі існуючі моделі для обчислення проникності від капілярного тиску базуються на моделі Пуазейля, яка розвинулася в моделі характерної довжини. Метод Пуазейля моделює шлях рідини в гірській породі, як у групі труб різного розміру [4]. До моделі Пуазейля введено масштабні коефіцієнти з калібрувальними константами, такими як розподіл пор породи та викривлення [5]. Цей метод передбачає наявність нестисливої рідини і ламінарної течії. Для порівняння, характеристика моделі довжини описувала дифузію рідини всередині статистично випадкових пористих середовищ з варіюванням розподіл пори по перерізу породи, а характеристики потоку є контрольовані за шкалою довжини.
Основна відмінність між цими двома моделями полягає в тому, що в моделі Пуазейля шлях флюїду формулюється математично, і властивості зразка породи коригуються за регуляторним фактором, отриманим експериментальним шляхом від випробування потоку рідини [6, 7]. На відміну від цього, основне припущення в методі характерної довжини моделей є випадковість пористих середовищ. За цієї обставини, моделі характерної довжини вирішують проблему за допомогою характеристики «довжина», яка контролює властивості провідності та властивості течії рідини в пористих середовищах [8].
Спосіб визначення капілярної пористості [9] дозволяє визначати тільки пористість зразка породи без визначення проникності. Крім того, окремі гірські породи можуть бути чутливими до взаємодії з солями, які використовуються при дослідженні. Спосіб визначення капілярного тиску [10] відрізняється високою точністю, але не дозволяє використовувати керновий матеріал різних типорозмірів і властивостей.
Висвітлення основного матеріалу дослідження. Основу математичної моделі складає класична залежність проникності піщаного зразка від капілярного тиску (1), описана Козені і Карманом через абсолютну проникність k:
де m – пористість;
τ- шорсткість поверхні частинки піску;
d –діаметр частинки піску, мм.
Приймемо
тоді
У той же час, згідно з рівнянням Лапласа, співвідношення між капілярним тиском Pc і геометрією зразка:
де σ – міжфазовий натяг, Па;
С2–безрозмірна кривизна дренажу [11].
Підставивши у (4) рівняння (2) і (3), отримаємо:
Усі параметри, крім 𝐶2можна отримати шляхом вимірювання геометричних параметрів зразка. Значення безрозмірної кривизни дренажу може бути розраховано за формулою:
де dпор– діаметр пор (діаметр вписаного кола на рис. 2.1), мм;
R – середній радіус частинки піску, мм.
За допомогою цих основних рівнянь можна побудувати модель двофазної рідини (нафта-вода) для опису зв’язку між абсолютною проникністю та капілярним тиском. На додаток до цього, C2 моделюється окремо для змінного розподілу розміру зерна для імітації природного резервуару.
Для спрощеної версії визначення кривизни дренажу від [12] вписаний радіус можна розрахувати, припустивши, що всі частинки ідеально сферичні.
де R — радіус зерен, мм;
r — вписаний радіус, мм.
Таким чином, якщо частинки зразка є ідеальними сферами, вписаний радіус дорівнює приблизно 0,1547 радіуса частинки. Обчислення рівняння 𝐶2 показує, що значення залежать від розміру, розподілу та форми частинок зразка. Однак у чистому кремнеземі та природних зразках зерна не будуть ідеально сферичними або рівномірно розподіленими, і це призведе до діапазону безрозмірного значення кривизни дренажу.
Експеримент проводився так. Спочатку ущільнюється дно циліндра двома шарами гумового кільця, одним затискачем, а потім прикріплюючи трубку на кінцях фази змочування. Вимірюється масу піску та розраховується пористість, припускаючи, що густина зерен становить 2650 кг/м3.
Далі мідний лист згортається і поміщається всередину контейнера, нижнє гумове ущільнювальне кільце розташовують зверху. Згодом у бюретку впорскується вода, доки поверхня води не збігається з верхньою частиною гумового ущільнювального кільця, потім зверху встановлювали фільтр і верхнє гумове ущільнювальне кільце.
1 – скляна колба; 2 – пористе середовище; 3 – змочувана фаза; 4 – незмочувана фаза; 5 – фільтр; 6 – ущільнювальні кільця; 7 – нерухома лінійка; 8 - клапан
Рисунок 1 – Схема стенда для визначення капілярної проникності
Далі клапан між контейнером трубки та бюреткою закривали, щоб запобігти витісненню води повітрям. Потім над мембраною додавали зразок піску. Нарешті всі клапани були відкриті, і коли рівень води в бюретці врівноважився до висоти верхньої частини піску, нафту повільно додавали в контейнер для підвищення тиску на межі піску/нафти і води. Поступово доливаючи нафту в ємність, щоб рівень води в бюретці підвищувався. Капілярний тиск розраховували, виходячи з виміряної висоти води в бюретці. За допомогою рівняння Козені-Кармана внутрішню проникність можна розрахувати за радіусом частинок і пористістю зразка піску. Цей експеримент повторювався дванадцять разів із діаметром зерен від 50 до 120 мікрон.
Висновки. Запропоновано оригінальну і просту конструкцію стенду для визначення капілярної проникності нафти через піщаний зразок, який відтворює властивості колектора покладу родовища на пізній стадії розробки. Розроблена методика визначення фазової проникності в залежності від капілярного тиску, що дає можливість оцінити ефективність різних технологічних рішень для підвищення дебіту нафти зі свердловин родовищ пізньої стадії розробки та нетрадиційних родовищ щільних порід. Подальші дослідження слід зосередити на капілярній проникності стосовно нафтової фази, оскільки, незважаючи на велику кількість наукових робіт, розробка родовищ щільних порід стосовно нафтових покладів розвинута значно менше ніж стосовно газових.
Список використаних джерел
1. Нафтогаз група (2022). Додатково 67 млн куб. м газу на старих проблемних свердловинах – ефект від впровадження Укргазвидобуванням технології капілярних систем. Офіційний сайт.13.01.2022.URL:https://www.naftogaz.com/news/dodatkovo-67-mln-kub-m-gazu-na-staryh-problemnyh-sverdlovynah-efekt-vid-vprovadzhennya-ukrgazvydobuvannyam-tehnologii-kapilyarnyh-system
2. Tong, K., Shan, Y., Wang, D., Yang, L., & Chen, W. (2008). CP-curve-based model for estimating reservoir permeability: an example from a sandstone of Upper Devonianin Tarim Basin. Oil and Gas Geology, 29, 1–10.
3. Mcphee, C., Reed, J., &Zubizarreta, I. (2015). Core Analysis: best practice guide (Firstedit). Amsterdam, Netherlands: Elsevier. 811p.
4. Sutera, S. P., & Skalak, R. (1993). The History of Poiseuille’s Law. Annual Review of Fluid Mechanics, 25(1), 1–20. URL: https://doi.org/10.1146/annurev.fl.25.010193.000245
5. Comisky, J. T., Newsham, K. E., Rushing, J. A., & Blasingame, T. A. (2007).A comparative study of capillary-pressure-based empirical models for estimating absolute permeability in tight gas sands. Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3, 1821–1838.
6. Katz, A.J. and Thompson, A.H. (1986). "Quantitative Prediction of Permeability in Porous Rock," Physical Review B, Vol. 34, No. 11, (December, 1986) 8179-8181.
7. Katz, A.J. and Thompson, A.H. (1987). "Prediction of Rock Electrical Conductivity from Mercury Injection Measurements," Journal of Geophysical Research, Vol. 92, No.B1 (Jan. 1987), 599-607.
8. Thompson, A.H., Katz, A.J., and Raschke, R.A. (1987). "Estimation of Absolute Permeability from Capillary Pressure Measurements," paper SPE 16794 presented at the1987SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, Sept. 27-30.
9. Спосіб визначення капілярної пористості: пат. 14566А Україна. № 94043113; заявл. 29.04.1994; опубл. 25.04.1997, Бюл. №2.
10. Спосіб визначення капілярного тиску: пат. 6534 Україна. № 827379/25; заявл. 21.05.1990; опубл. 29.12.1994, Бюл. Ns 8-І.
11. Mousavi, M. A., &Bryant, S. L. (2012). Connectivity of Pore Spaceas a Controlon Two-Phase Flow Properties of Tight-Gas Sandstones. Transportin Porous Media, 94(2), 537–554. URL: https://doi.org/10.1007/s11242-012-0017-x.
12. Коцкулич Я.С., Кочкодан Я.М. Буріння нафтових і газових свердловин. Коломия: ВПТ "Вік", 1999. 504 с.
|
Голосування 
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License
Знайшли помилку? Виділіть помилковий текст мишкою і натисніть Ctrl + Enter