ПРОЦЕССЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Далее фильтрационная колонка соединялась с бомбой PVT, после чего газожидкостная смесь прессом вытеснялась в пористую среду.

Для определения давления зародышеобразования в пористой среде газожидкостная смесь выдерживалась в фильтрационной колонке не менее 12 часов. Затем колонка отключалась от бомбы и подключалась к измери- тельному прессу 10, при помощи которого давление в пористой среде сни- жалось и определялось соответствующее изменение объема. К выводам фильтрационной колонки присоединялся потенциометр URV, с помощью которого определялась разность потенциалов U и электрическое сопротив- ление R. Для примера на рис. 4.4 приведены экспериментальные кривые, полученные для газированного трансформаторного масла в пористой сре- де, состоящей из 30% глины и 70% кварцевого песка. Давление начала за- родышеобразования (15 МПа) фиксировалось по скачку величин R и U .

Затем часть газированной жидкости из бомбы PVT переводилась в колонку высокого давления, предварительно освобожденную от пористой

среды и отвакуумированную, и определялось давление зародышеобразова- ния в свободном объеме (рис. 4.5).

Как видим, в пористой среде зародышеобразование происходит зна- чительно раньше.

На описанной выше установке были также продублированы экспе- рименты по изучению влияния зародышеобразования на фильтрационные характеристики пористых сред, описанные в разделе 4.1.

Вопытах пористая среда представляла собой смесь кварцевого песка

сглиной или карбонатом в различных процентных соотношениях. Газо- жидкостная смесь состояла из трансформаторного масла и природного га- за. Предварительно определялось давление насыщения pн рекомбиниро-

ванной пробы объемным методом. Все эксперименты проводились при по-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стоянной температуре T = 308 К, которая достигалась путем термостиро- вания всех узлов установки. Были проведены опыты с газожидкостными системами различной газонасыщенности. Все подготовительные операции, связанные с насыщением пористой среды газожидкостной смесью, произ- водились согласно вышеприведенной схеме.

Для выявления влияния микрозародышей газа на фильтрационные процессы использовались стационарные и нестационарные методы иссле- дования, заключающиеся в установлении индикаторной зависимости и ре- гистрации кривых восстановления давления. Опыты начинались с давле- ния, превышающего величину давления зародышеобразования в 3 раза.

Методика проведения экспериментов была следующей. В колонке устанавливали постоянный перепад давления, и газожидкостная смесь фильтровалась при заданном уровне среднего давления до тех пор, пока не прокачивался, как минимум, один объем порового пространства. Для точ-

ности опытов перепад давления на концах колонки не превышал 0,2–0,25 МПа. После проведения стационарных и нестационарных иссле-

дований давление в системе снижалось до следующего уровня и проводи- лись аналогичные замеры. Эксперименты проводились до тех пор, пока давление в системе не достигало величины давления насыщения.

На рис. 4.6 и 4.7, соответственно, приведены зависимости расхода

p

флюида от относительного давления pн для глинизированной и карбонат-

ной пористой сред. Как видно, при достижении определенного уровня дав- ления, превышающего давление рн приблизительно вдвое, наблюдается увеличение расхода жидкой фазы (при постоянном градиенте давления).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При дальнейшем приближении к давлению pн расход начинает сни-

жаться и при р = рн составляет лишь 40–50% от максимального значения.

Полученные результаты сопоставлялись с данными нестационарных гидродинамических исследований. Для примера на рис. 4.8 приведены кривые восстановления давления ∆р = ∆р(t) , снятые на выходе колонки в глинизированной пористой среде ( ∆р = р2 − р0 , р2 – давление на выходе колонки, р0 – его значение перед прекращением фильтрации).

p/pн

Рис. 4.6. Зависимость расхода от давления в глинизированной пористой среде

Рис. 4.7. Зависимость расхода от давления в карбонатной пористой среде

Кривая 1 на рис. 4.8 соответствует области давлений намного выше давления насыщения, а кривая 2 – интервалу давлений, характеризующе- муся зародышеобразованием.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

0,6

Из рисунка видно, что при образовании микрозародышей газа кри- вые восстановления давления имеют длинные «хвосты», свидетельствую- щие о неравновесности системы. Эти кривые могут быть описаны законом Кольрауша («растянутой экспонентой»), что характерно для процессов ре- лаксации в сложных системах (гл. 4).

На рис. 4.9 приведена зависимость коэффициента пьезопроводно- сти χ от уровня давления, полученная путем обработки КВД методом де- терминированных моментов (гл. 3).

Рис. 4.9. Зависимость коэффициента пьезопроводности от давления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(на 1–2 МПа).

В области микрозародышеобразования проявляется также неравно- весность процессов объемной деформации.

Рис. 4.11. Термодинамические характеристики сложной смеси

Сущность этого явления заключается в том, что после быстрой на- грузки (или разгрузки) жидкости с зародышами газа наблюдается релакса- ция давления – оно медленно снижается (или возрастает) до некоторого стационарного значения. Медленный прирост или снижение давления свя- заны со структурными изменениями, в результате которых система пере- упаковывается в энергетически удобную структуру.

Отметим, что аналогичные эффекты можно наблюдать при объем- ном нагружении тяжелых нефтей с содержанием смол и асфальтенов.

Релаксационные свойства газожидкостных систем в предпереходных условиях исследовались с помощью лабораторной установки, состоящей из бомбы PVT, гидравлического пресса с измерительной шкалой, термо- стата, манифольда, образцовых манометров, бачка для продавочной жид- кости (см. рис 4.3). Бомба PVT состояла из двух камер: камеры высокого давления, в которой помещалась исследуемая среда, и камеры для прода- вочной жидкости (масло), которая подавалась с помощью пресса. Бомба PVT помещалась в термостатируемую рубашку и устанавливалась на шар- нирах. Для подготовки рекомбинированной пробы в камеру высокого дав- ления помещалась жидкость и подавался газ под большим давлением. Пу- тем интенсивного перемешивания производилось растворение газа в жид- кости.

Объемным методом определялось давление насыщения рн , после чего система подвергалась барообработке путем циклического нагружения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таким образом, в системе устанавливалось термодинамическое равнове- сие. Далее с помощью гидравлического пресса производилась разгрузка системы с постоянным темпом изменения давления до уровня р1. (Вели- чина снижения давления ∆р = р0 − р1 составляла 0,2–1,0 МПа, а диапазон

темпов изменения давления dpdt = 0,1− 5 МПа/мин.)

После разгрузки по показаниям образцового манометра регистриро- валось увеличение давления в системе до равновесного значения. Затем производилось очередное снижение давления на ту же величину ∆р

и с тем же темпом изменения давления и проводились аналогичные заме- ры.

Ниже приведены результаты исследований на рекомбинированных пробах, составленных из трансформаторного масла с природным газом и

на нагрузки р = 0,25 МПа. Все опыты проводились при постоянной темпе- ратуре T = 308 К, которая достигалось путем термостатирования всех ос- новных узлов установки.

На рис. 4.12 приведены кривые, полученные в одной серии таких экспериментов.

Рис. 4.12. Релаксация давления

Опыты показали, что при давлениях, намного превышающих давле- ние рн , релаксационные явления не наблюдаются. При приближении к давлению насыщения после разгрузки имеет место прирост давления, ве-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Как видно, в случае применения карбонизированной воды наблюда- ется увеличение нефтеотдачи, особенно в низкопроницаемом пласте. Это ведет к увеличению суммарного отбора из пласта. Кроме этого, заметно снижается объем прокачиваемой воды (приблизительно на 70%).

Рис. 4.13. Динамика вытеснения нефти:

1 – низкопроницаемый пласт, вытеснение обычной водой; 1а – низкопроницаемый пласт, вытеснение карбонизированной водой; 2 – высокопроницаемый пласт, вытеснение обычной водой;

2а – высокопроницаемый пласт, вытеснение карбонизированной водой; 3 – суммарный коэффициент вытеснения обычной водой; 3а – суммарный коэффициент вытеснения карбонизированной водой.