RU211538U1 - Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины - Google Patents
Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU211538U1 RU211538U1 RU2022100031U RU2022100031U RU211538U1 RU 211538 U1 RU211538 U1 RU 211538U1 RU 2022100031 U RU2022100031 U RU 2022100031U RU 2022100031 U RU2022100031 U RU 2022100031U RU 211538 U1 RU211538 U1 RU 211538U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- agent
- oil
- pressure
- temperature
- hele
- Prior art date
Links
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 title claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 230000004856 capillary permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 abstract description 2
- 230000004222 uncontrolled growth Effects 0.000 abstract 1
- 210000004027 cells Anatomy 0.000 description 34
- 239000012218 nanoagent Substances 0.000 description 17
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 102100011863 SLC17A1 Human genes 0.000 description 3
- 101710027414 SLC17A1 Proteins 0.000 description 3
- 102100005555 SLC34A1 Human genes 0.000 description 3
- 101710035366 SLC34A1 Proteins 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 101700059480 3S1B2 Proteins 0.000 description 1
- 210000002268 Wool Anatomy 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты, в частности к подбору композиций вытесняющего агента, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. Устройство состоит из насоса высокого давления, который герметично соединен с емкостью, заполненной жидким вытесняющим агентом и трубчатым подогревателем агента. Защита системы от неконтролируемого роста давления в емкости, а также сбросом давления по завершению испытания осуществляется сбросным клапаном. Для контроля температуры в емкости установлены два термометра сопротивления, разнесенные между собой по объему емкости. Контроль давления в системе «насос-емкость» обеспечен первым датчиком давления. Регулирование расхода агента осуществляется игольчатым краном, расположенным за емкостью на трубной магистрали подачи агента, герметично соединяющей емкость и радиальную ячейку Хеле-Шоу. За игольчатым краном на магистрали установлен второй кран подачи агента, оборудованный вторым датчиком давления. По разнице давления в датчиках, расположенных до и после игольчатого крана, определяется расход испытуемого жидкого агента. Далее агент с заданным расходом через третий кран подается по трубной магистрали в центральное отверстие радиальной ячейки Хеле-Шоу, заполненной нефтью из конкретного испытуемого месторождения и термостатированной при температуре пласта. Изменение геометрии ячейки Хеле-Шоу моделирует капиллярную проницаемость призабойной зоны нагнетательной скважины месторождения. Снаружи емкость и трубная магистраль подачи агента теплоизолированы и подогреваются протяженными спиральными подогревателями, намотанными по всей длине по внешнему диаметру емкости и труб; радиальная ячейка Хеле-Шоу, заполненная нефтью с испытуемого месторождения, термостатирована в суховоздушном термостате при температуре, максимально приближенной к температуре призабойной зоны пласта испытуемого месторождения. Техническим результатом является оперативная оценка эффективности вытеснения нефти различными по составу вытесняющими агентами с созданием условий, максимально приближенных к условиям пласта испытуемого месторождения по температуре и давлению вытесняющего жидкого агента и нефти, путем визуального контроля фронта вытеснения и соответствующего инструментального контроля давления прорыва и температуры агента и нефти. 3 фиг., 2 табл.
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты, в частности к подбору композиций вытесняющего агента, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.
Наиболее широко применяемым агентом для вытеснения нефти из нефтенасыщенных пластов является вода. Одной из основных причин прорыва воды к добывающим скважинам является различие в подвижности пластовых флюидов и закачиваемого с поверхности вытесняющего агента - воды. Как в поверхностных, так и в пластовых условиях вода движется в сторону меньшего сопротивления, т.е. в случае подземного пласта по интервалам с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками. Таким образом, вода неравномерно распределяется по толщинам нефтенасыщенных пластов и вовлекает в процессы фильтрации лишь малую часть нефтенасыщенных интервалов. Также вода является жидкостью с низкой способностью отмыва нефти, что объясняется ее полярностью. В таких условиях конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 20%.
Из уровня техники, с целью повышения нефтеотдачи, известны композиции, включающие водные растворы вязкоупругих полимеров, позволяющих сдерживать закачиваемую в пласт воду на больших площадях, снижая риск прорыва воды.
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70°С и увеличением минерализации пластовой воды свыше 25-50 г/л происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности их применения для повышения нефтеотдачи пластов. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 при закачке полимерных растворов происходит либо закупорка пор пласта и призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул полимера при движении через сужения пор.
Известны композиции, включающие различные поверхностно-активные вещества (ПАВ), повышающие нефтевытеснение за счет доотмыва нефти в порах и разломах пласта, а не выравнивания фронта вытеснения (а.с. СССР №1624132, МПК Е21В 43/22, опубликовано 30.01.1991, патент РФ №2065946, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, опубликован 27.08.1996). В связи с этим не создаются условия блокировки высокопроницаемых интервалов пласта, что приводит к низкому охвату пласта воздействия, аналогично охвату при вытеснении водой.
Наиболее эффективным способом повышения нефтеотдачи являются варианты по поэтапной обработке пластов эмульсионными системами и нефтеотмывающими агентами (патент РФ №2670808, МПК E21B 43/16, E21B 43/22, E21B 43/27, C09K 8/72, C09K 8/92, C09K 8/584, опубликован 28.11.2018), включающие блокировку высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки обратной эмульсии с последующей продавкой ПАВ и выравнивание фронта вытеснения нефти путем закачки высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц с размером от 9 до 100 нанометров с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. Благодаря эффекту самоорганизации графеновых наночастиц с углеводородными молекулами использование графена стало возможным и в нефтедобывающей промышленности. Высокостабильная прямая эмульсия является пачкой, сдерживающей фронт вытеснения нефти от прорыва вытесняющего агента.
Патентный поиск показывает актуальность создания устройства для экспресс-подбора композиции вытесняющего агента - высокостабильной прямой эмульсии, содержащей ПАВ, наночастицы, полимерные композиции и их комбинации для закачки их в нефтегазоносный пласт нагнетательных скважин для увеличения нефтеотдачи в условиях моделирования пористости пласта, давления и температуры в призабойной зоне конкретного месторождения.
Из литературы известен ближайший аналог (Л.М. Мартюшев и др. «Экспериментальное исследование возникновения неустойчивости в радиальной ячейке Хеле-Шоу», журнал PHYSICAL REVIEW E 80, 066306 2009), в котором в качестве моделирования пористой капиллярной среды использовалась радиальная ячейка Хеле-Шоу, в качестве вытесняющего агента - воздух, в качестве жидкого углеводорода - силиконовое масло марки ПМС-5. Таким образом, объектом исследования потери устойчивости границы (фронта) раздела двух фаз являлась система «воздух-масло». Экспериментальное устройство состоит из компрессора низкого расхода, поршня, рабочей камеры в виде герметичной емкости, заполненной маслом. Объем рабочей камеры изменялся посредством поршня, движущегося с постоянной скоростью, создавая объемный расход в диапазоне от 0,1 до 10 мл/с. Контроль величины и постоянства расхода в ходе эксперимента проводился с помощью анализа полученных видеоизображений. Записанные на видеокамеру данные в цифровом виде передавались на персональный компьютер для последующей обработки. Работа была побуждающим мотивом для создания предлагаемого устройства. К недостаткам можно отнести, что и вытесняющий агент, и масло являются простейшими и стабильными модельными фазами двухфазной системы «газ-жидкость», что не соответствует практическому процессу вытеснения нефти комбинированными жидкими эмульсиями в среде, приближенной к коллекторной зоне нагнетательных скважин реального месторождения. Кроме того, в отличие от предлагаемого решения, в качестве вытесняющего агента применен газ, а не жидкость. Также исследования проводились при комнатной температуре, зависимость динамики фронта вытеснения от температуры масла не исследовалась.
Задачей предлагаемой полезной модели является создание устройства, позволяющего оперативно моделировать условия вытеснения нефти жидким вытесняющим агентом, инвариантным по составу, с созданием пластовых условий в призабойной зоне конкретного месторождения по вязкости и температуре нефти, а также смоделировать пористость керна через процесс фильтрации нефти с использованием радиальной ячейки Хеле-Шоу.
Радиальная ячейка Хеле-Шоу позволяет смоделировать капиллярные процессы фильтрации в пористых структурах (Л. М. Мартюшев, А. И. Бирзина, «Метастабильность при вытеснении жидкости в ячейке Хеле-Шоу», Письма в ЖЭТФ, 99:8 2014, с. 446-451) и представляет собой два плоскопараллельных круглых стекла размером R∞, находящихся на расстоянии b (фиг. 2), заполнена жидким углеводородом. Вытесняющий агент поступает с постоянным расходом Q через центральное отверстие радиуса R0. Изменение геометрических параметров ячейки, прежде всего изменением регулируемого расстояния b, позволяет моделировать капилляры пористой структуры предзабойной зоны нагнетательных скважин конкретных месторождений нефти (Ю.В. Пахаруков, Ф.К. Шабиев, Р.Ф. Сафаргалиев, Письма в ЖТФ, 2018, том 44, вып. 4). С ростом давления вытесняющий агент устойчиво формирует круглую невозмущенную поверхность - фронт вытеснения нефти радиусом R, и по достижении критического давления агента наблюдаются зоны формирования возмущенной поверхности (так называемые «вязкие пальцы») амплитудой δ (фиг. 2) вплоть до прорыва фронта, когда эффективность вытеснения нефти из коллекторной зоны скважины резко падает. Параметром неустойчивого вытеснения принято считать соотношение δ/R~0,4.
В конечном итоге предлагаемое техническое решение направлено на создание устройства по реализации экспресс-метода измерения критического давления прорыва фронта вытеснения нефти различными вытесняющими агентами при моделировании условий по температуре и пористости призабойного пласта конкретного испытуемого месторождения. Отличительной особенностью предлагаемого решения является возможность проведения испытаний, максимально приближенных к условиям пласта, за счет приготовления вытесняющих агентов на подтоварной воде и нефти, полученных с испытываемого месторождения, возможности создания условий пласта в ячейке (подогрев нефти, вытесняющей жидкости) и моделирования фильтрационных процессов капилляров керна, задаваемых изменением геометрических параметров самой ячейки.
Техническим результатом полезной модели является оперативная оценка эффективности вытеснения нефти различными по составу вытесняющими агентами с созданием условий, максимально приближенных к условиям пористости пласта конкретного месторождения, также по температуре и давлению вытесняющего жидкого агента и нефти, путем визуального контроля фронта вытеснения и соответствующего инструментального контроля давления прорыва и температуры агента и нефти.
Технический результат достигается тем, что устройство, состоящее из регулируемого насоса высокого давления, емкости с определенным вытесняющим агентом, оборудованной датчиками давления и клапаном аварийного сброса давления, подающей магистрали агента под давлением в радиальную ячейку Хеле-Шоу, изменением геометрии которой моделируется проницаемость, и заполненную жидким углеводородом, особенностью является то, что емкость дополнительно оборудована трубчатым нагревателем и минимально двумя датчиками термосопротивления, разнесенными по объему емкости, для поддержания и контроля температуры испытуемого агента; снаружи емкость и трубная магистраль подачи агента теплоизолированы и подогреваются протяженными спиральными подогревателями, намотанными по всей длине по внешнему диаметру емкости и труб; радиальная ячейка Хеле-Шоу, изменение геометрии которой моделирует проницаемость пласта, и заполненная нефтью с испытуемого месторождения, термостатирована в суховоздушном термостате при температуре, максимально приближенной к температуре призабойной зоны пласта испытуемого месторождения.
Устройство иллюстрировано следующими фигурами: на фиг. 1 приведена блок-схема устройства (вид сверху); на фиг. 2 схематично изображены радиальная ячейка Хеле-Шоу и характерная для нее динамика изменения фронта вытеснения углеводородной жидкости в зависимости от давления агента; на фиг. 3. показана фотофиксация в радиальной ячейке Хеле-Шоу изменений фронта взаимодействия вытесняющей жидкой эмульсии, содержащей ПАВ и графеноподобные наночастицы первого и второго типов (табл. 1), и нефти с месторождения Западной Сибири в зависимости от массовой концентрации частиц при достижении критического давления прорыва вытесняющего агента при температуре пласта 70°С: (a) - движение фронта агента с частицами второго типа (НЧТ2) с массовой концентрацией частиц 0,005% до достижения критического давления прорыва; (b) - движение фронта НЧТ2 с массовой концентрацией наночастиц 0,005% при достижении критического давления прорыва 60 кПа; (c) - движение фронта НЧТ1 (первого типа) с массовой концентрацией наночастиц 0,005%; (d) - движение фронта НЧТ1 с массовой концентрацией наночастиц 0,005% при достижении критического давления прорыва 55кПа.
Устройство (фиг. 1, вид сверху) содержит шаговый двигатель 1 (ШД), управляемый микроконтроллером, вращательное движение вала которого через муфту 2 передается на винт 3 шарико-винтовой передачи (ШВП), преобразуя вращательное движение вала в поступательное движение гайки ШВП 4, жестко связанной с поршнем 5 насоса 6, который герметично соединен с емкостью 9, заполненной жидким вытесняющим агентом (на фиг. 1 не показан). Испытуемый жидкий агент подается в емкость 9 через кран подачи 7. Защита системы от неконтролируемого роста давления осуществляется сбросным клапаном 8. Также через клапан 8 производится сброс давления по завершении испытания. Для контроля температуры в емкости 9 установлены два термометра сопротивления 10. Контроль давления в системе «насос-емкость» обеспечен датчиком давления 11. Регулирование расхода агента осуществляется игольчатым краном 12, расположенном на трубной магистрали, герметично соединяющей емкость 9 и радиальную ячейку Хеле-Шоу 15, и датчиком давления 13, расположенном за краном 12. По разнице давления в датчиках 11 и 13, расположенных до и после крана 12, определялся расход испытуемого жидкого агента. Далее агент с заданным расходом через кран 14 подается по трубной магистрали в центральное отверстие радиальной ячейки Хеле-Шоу 15, заполненной нефтью из конкретного испытуемого месторождения. Как было описано выше, изменение геометрии ячейки Хеле-Шоу моделирует капиллярную проницаемость призабойной зоны нагнетательной скважины месторождения. В устройстве в целом заданный режим закачки и геометрия ячейки моделируют закачку вытесняющего агента в нагнетательной скважине испытуемого месторождения. Кроме того, для приближения к температурному режиму призабойной зоны нагнетательной скважины испытуемого месторождения предусмотрена система подогрева испытуемого агента и трубопровода его подачи в ячейку 15, что позволяет организовать визуальный контроль фронта вытеснения и определения критического давления прорыва при различных температурах (фиг. 2 и фиг. 3). Подогрев жидкого агента в емкости 9 осуществляется спиральным трубчатым нагревателем 16, установленным внутри емкости 9. Емкость 9, трубопроводная магистраль подачи агента в ячейку 15 подогреваются спиралью, нихромовой проволокой, намотанной по всей длине по внешнему диаметру емкости 9 и трубной магистрали, подключенной к внешнему источнику питания (на фиг. 1 не показана). Поверх спирали нанесен негорючий теплоизоляционный материал из базальтовой ваты. Температура в емкости регистрируется термометрами сопротивления 10, разнесенными по объему емкости 9. Ячейка 15, заполненная испытуемой нефтью, помещается в суховоздушный термостат и подогревается до температуры, приближенной к температуре нефти продуктивного пласта конкретного испытуемого месторождения.
Перед проведением измерений в ячейку 15 закачивается нефть, добытая с испытуемого месторождения, термостатированная в суховоздушном термостате (в примере при температуре 65°С). Прогревается испытуемый жидкий вытесняющий агент до температуры проведения эксперимента (наножидкость с графеноподобными наночастицами), параллельно прогреваются емкость 9 и трубная магистраль подачи жидкости в ячейку 15. Через систему закачки 7 производится заполнение системы. Далее проводится термостабилизация системы в течение трех часов. Затем проводится прокачка системы без ячейки 15 порциями жидкого агента по 150-250 мл, что соответствует объему ячейки 15. На следующем этапе нагнетается давление в датчике 11, открывается кран 12, и по разнице давлений в датчиках 11 и 13 регулируется расход. Затем открывается кран 14, подключается ячейка 15, и проводятся инструментальное измерение параметров давления, температуры и видеосъемка фронта вытеснения в ячейке 15. Постепенно увеличивают давление нагнетания (при постоянном расходе) до прорыва фронта вытеснения. По завершении опыта выполняется анализ фото-видеоматериалов для определения критического радиуса и давления прорыва.
В качестве практического применения заявляемого устройства приведен пример установления критического давления прорыва фронта вытеснения нефти при 65°С жидким гибридным агентом, содержащим наночастицы (далее по тексту – наноагент). Было использовано 12 различных образцов наноагентов (Табл. 1), с различной массовой концентрацией наночастиц (наночастицы тип 1- НЧТ1 и наночастицы тип 2- НЧТ2).
| Таблица 1 | |||
| НЧТ1 | НЧТ2 | НЧТ1+НЧТ2 | |
| wt 0,0050% | wt 0,0050% | wt 0,0025%+ wt 0,0025% | Комбинированный наноагент № 1 |
| wt 0,0100% | wt 0,0100% | wt 0,0050%+ wt 0,0050% | Комбинированный наноагент № 2 |
| wt 0,0150% | wt 0,0150% | wt 0,0075%+ wt 0,0075% | Комбинированный наноагент № 3 |
| wt 0,0200% | wt 0,0200% | wt 0,0100%+ wt 0,0100% | Комбинированный наноагент № 4 |
В ячейку помещалась подготовленная обезвоженная нефть месторождения Западной Сибири вязкостью μ20 = 4,08 мПа⋅c, плотностью ρ20 = 838 кг/м3, и тированная при 65°С. Параметром неустойчивого вытеснения рассматривалось отношение δ/R = 0,4, где R - радиус невозмущенной поверхности, δ - амплитуда возмущения (см. фиг. 2).
Ячейка Хеле-Шоу представляет собой модель капилляра пористой среды. Известно, что поровое пространство пласта представляет собой систему преимущественно открытых пор, образующих систему каналов - капилляров, по которым осуществляется фильтрация нефти. Диаметр пор задает диаметр капилляра и проницаемость породы. Полученные параметры пористости кернов по известным формулам одного из авторов полезной модели: проницаемость K
,
где m ≈ 1 - 
пористость,
Θ = 
, где R - радиус ячейки, b - расстояние между стеклами, щель ячейки (фиг. 2), расчетным путем вводятся в соответствие с расстоянием между стеклами ячейки b. В предлагаемом устройстве моделирование пористости породы исследуемого пласта осуществляется путем изменения зазора b на фиг. 2. Зазор изменяется за счет изменения толщины шайбы между стеклами. Таким образом, меняя зазор между стеклами ячейки, можно смоделировать пласты всех типов от низкопроницаемых (менее 50 м⋅Д) до высокопроницаемых (выше 900 м⋅Д). При проведении испытаний, путем размещения шайбы между стеклами, был использован расчетный зазор 0.6 мм, что соответствует низкопроницаемому пласту испытуемого месторождения.
В результате проведения испытаний движения вытесняющего агента и нефти в пористой среде на ячейке Хеле-Шоу можно наблюдать переход в возмущенное состояние, связанное с неустойчивостью Маллинза и Секерки (фиг. 3).
При движении наноагентов в модели пористой среды с ячейкой Хеле-Шоу при давлениях P < Pcrit наблюдается невозмущенная граница раздела (фиг. 3 a, c). Так, на фиг. 3-а, с можно видеть невозмущенное движение наноагентов НЧТ1 и НЧТ2 с равными массовыми концентрациями wt 0,005%, линия границы раздела «нефть - наноагент» имеет форму окружности. При достижении критического давления P = Pcrit граница раздела «нефть - наноагент» переходит в возмущенное состояние, и фронт вырождался c образованием «вязких пальцев» (фиг. 3 b, d). Для наноагента НЧТ1 с концентрацией wt 0,005% критическое отношение δ/R = 0,4 формируется при Pcrit = 55±1 кПа (фиг. 3 d). При той же массовой концентрации wt 0,005% для нанофлюида НЧТ2 критическое отношение δ/R = 0,4 достигается уже при давлении Pcrit = 60±1 кПа (рис. 3 b).
Известно, что многие свойства наноагентов зависят от концентрации наночастиц в базовой жидкости [В.Я. Рудяк, А.В. Минаков. Современные проблемы микро- и нанофлюидики. Новосибирск: Наука, 2016. 296 с], и вытесняющие способности не являются, в этом отношении, исключением.
Так, с ростом концентраций наночастиц в базовой жидкости агента возрастает и значение критического давления Pcrit. Однако при достижении концентрации wt 0,015 % для НЧТ1 и НЧТ2 значение критического давления перестает увеличиваться – выравнивается, и дальнейшее увеличение концентрации наночастиц нецелесообразно. Комбинированные наноагенты № 1 и № 2 (см. табл. 2) показали большую устойчивость границы раздела «агент-нефть». Для комбинации № 2 значение критического давления составило 92±1 кПа, что превышает значения моноагентов НЧТ1 и НЧТ2 при концентрациях wt 0,015% на δP = 12±1 кПа. Для комбинации № 3 значение Pcrit мало отличается от значений для моноагентов НЧТ1 и НЧТ2 при концентрациях wt 0,015%, а для комбинированного наноагента № 4 становится меньшим по сравнению с моноагентами (табл. 2).
| Таблица 2 | ||||
| Концентрация, wt% |
НЧТ1
P crit , кПа |
НЧТ2
P crit , кПа |
НЧТ1+ НЧТ2 | P crit , кПа |
| 0 (dis.water) | 8±1 | 8±1 | ||
| 0.005 | 55±1 | 60±1 | Комбинированный агент № 1 | 85±1 |
| 0.010 | 70±1 | 75±1 | Комбинированный агент № 2 | 92±1 |
| 0.015 | 80±1 | 81±1 | Комбинированный агент № 3 | 79±1 |
| 0.020 | 79±1 | 80±1 | Комбинированный агент № 4 | 60±1 |
Полученные результаты испытаний с использованием заявляемого устройства позволяют сделать вывод об эффективности нефтеотдачи с тем или иным составом наноагента (в данном примере лучший - комбинированный агент № 2) для нефти каждого конкретного месторождения.
Установлено, что пограничная область между нефтью и наноагентами - вытесняющий фронт - является более устойчивым в отличие от вытеснения нефти дистиллированной водой. Возмущение границы раздела «нефть - вода» происходит при более низких значениях критического давления, и образование «вязких пальцев» происходит более выраженно, в отличие от границ раздела «нефть - наноагент». Значение критического давления для вытеснения дистиллированной водой составляет Pcrit = 8 кПа. Таким образом, вытеснение нефти водой малоэффективно и ведет к обводнению продуктивного пласта.
Данные, полученные на заявляемом устройстве с использованием ячейки Хеле-Шоу, согласуются с данными, полученными при потоковых исследованиях по методике ОСТ [ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации], что подтверждает оценочную достоверность полученных данных проведенных испытаний на заявляемом устройстве.
Возможности устройства визуализировать результаты испытаний фронта вытеснения, автоматизировать измерения и обработку полученных параметров позволяют осуществлять экспресс-подбор наиболее эффективных композиций вытесняющих агентов, в том числе содержащих наночастицы, для конкретных месторождений с учетом особенностей условий в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин.
Claims (1)
- Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины, состоящее из регулируемого насоса высокого давления, емкости с определенным вытесняющим агентом, оборудованной датчиками давления и клапаном аварийного сброса давления, трубной магистрали для подачи агента под давлением, к которой имеется возможность подключения радиальной ячейки Хеле-Шоу, заполненной нефтью с испытуемого месторождения, состоящей из двух плоскопараллельных круглых стекол, с центральным отверстием на одном из них, расположенных на определенном расстоянии между собой, отличающееся тем, что емкость дополнительно оборудована трубчатым нагревателем и по меньшей мере двумя датчиками термосопротивления, разнесенными по объему емкости, для поддержания и контроля температуры испытуемого агента, снаружи емкость и трубная магистраль подачи агента теплоизолированы и имеют возможность подогрева протяженными спиральными подогревателями, намотанными по всей длине по внешнему диаметру емкости и труб, при этом радиальная ячейка Хеле-Шоу термостатирована при температуре, максимально приближенной к температуре призабойной зоны пласта испытуемого месторождения.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU211538U1 true RU211538U1 (ru) | 2022-06-10 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116181317A (zh) * | 2023-02-23 | 2023-05-30 | 西南石油大学 | 一种粗糙裂缝面堵漏凝胶驱替效果的测试装置及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2345935A (en) * | 1942-04-06 | 1944-04-04 | Shell Dev | Method and apparatus for permeability measurements |
| SU515973A1 (ru) * | 1973-07-30 | 1976-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Устройство дл исследовани процесса капил рного вытеснени нефти из образца породы водой |
| CN103939093A (zh) * | 2014-05-06 | 2014-07-23 | 西安石油大学 | 复杂油气藏真实岩心井网条件下可视物理模拟装置 |
| CN204113252U (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统 |
| RU2629884C1 (ru) * | 2016-06-14 | 2017-09-04 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Установка для оценки эффективности агентов снижения гидравлического сопротивления |
| RU2670808C9 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2747948C1 (ru) * | 2020-07-21 | 2021-05-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2345935A (en) * | 1942-04-06 | 1944-04-04 | Shell Dev | Method and apparatus for permeability measurements |
| SU515973A1 (ru) * | 1973-07-30 | 1976-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Устройство дл исследовани процесса капил рного вытеснени нефти из образца породы водой |
| CN103939093A (zh) * | 2014-05-06 | 2014-07-23 | 西安石油大学 | 复杂油气藏真实岩心井网条件下可视物理模拟装置 |
| CN204113252U (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统 |
| RU2629884C1 (ru) * | 2016-06-14 | 2017-09-04 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Установка для оценки эффективности агентов снижения гидравлического сопротивления |
| RU2670808C9 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2747948C1 (ru) * | 2020-07-21 | 2021-05-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116181317A (zh) * | 2023-02-23 | 2023-05-30 | 西南石油大学 | 一种粗糙裂缝面堵漏凝胶驱替效果的测试装置及方法 |
| CN116181317B (zh) * | 2023-02-23 | 2023-11-14 | 西南石油大学 | 一种粗糙裂缝面堵漏凝胶驱替效果的测试装置及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cui et al. | Mobility of ethomeen C12 and carbon dioxide (CO2) foam at high temperature/high salinity and in carbonate cores | |
| Lefebvre du Prey | Factors affecting liquid-liquid relative permeabilities of a consolidated porous medium | |
| Mishra et al. | Effect of polymer adsorption on permeability reduction in enhanced oil recovery | |
| Pang et al. | A laboratory study of enhancing heavy oil recovery with steam flooding by adding nitrogen foams | |
| Farajzadeh et al. | Comparative study of CO2 and N2 foams in porous media at low and high pressure− temperatures | |
| Escrochi et al. | The gas–oil interfacial behavior during gas injection into an asphaltenic oil reservoir | |
| Raeesi et al. | Capillary pressure hysteresis behavior of three sandstones measured with a multistep outflow–inflow apparatus | |
| Karp et al. | Horizontal barriers for controlling water coning | |
| Hassker et al. | The role of capillarity in oil production | |
| Meng et al. | Effect of wetting-phase viscosity on cocurrent spontaneous imbibition | |
| Poilkar et al. | High-temperature relative permeabilities for Athabasca oil sands | |
| Raupov et al. | The results of the complex rheological studies of the cross-linked polymer composition and the grounding of its injection volume | |
| Esmaeili et al. | Two-phase bitumen/water relative permeability at different temperatures and SAGD pressure: Experimental study | |
| Askarinezhad et al. | Core-based evaluation of associative polymers as enhanced oil recovery agents in oil-wet formations | |
| Raleigh et al. | A study of formation plugging with bacteria | |
| RU211538U1 (ru) | Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины | |
| Rudyk et al. | Governing factors of foam flow in porous media of Berea sandstone at 1–8% NaCl | |
| Al-Zaidi et al. | Supercritical CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample | |
| Horjen | CO2 Foam Stabilization with Nanoparticles and EOR in Fractured Carbonate Systems | |
| Ghoodjani et al. | Experimental study and calculation of CO2-oil relative permeability | |
| Daryasafar et al. | Using nanotechnology for CO 2-FOAMS stabilization for application IN enhanced oil recovery | |
| Pramudita et al. | Viscosity measurements of CO 2-in-water foam with dodecyl polypropoxy sulfate surfactants for enhanced oil recovery application | |
| Al-Zaidi et al. | Gaseous CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample | |
| Hajilary et al. | New permeability model for gel coated porous media with radial flow | |
| Al-Zaidi et al. | Liquid CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample |