Фильтрационная установка для физического моделирования процессов вытеснения нефти
FILTRATION UNIT FOR PHYSICAL SIMULATION OF OIL DISPLACEMENT PROCESS

Изобретение относится к области исследования фильтрационно-емкостных свойств горных пород и может быть использовано в научно-исследовательских целях для моделирования фильтрационных процессов и прогнозирования коэффициентов вытеснения нефти при проектировании систем разработки конкретного месторождения.
Известен стенд для исследования процессов фильтрации углеводородных флюидов, включающий насыпную модель пласта, помещенную в термостатирующий блок, датчики давления и температуры, систему заполнения исследуемыми газами и жидкостями, блок создания рабочего давления и блок разделительных цилиндров, регулятор давления, газовый счетчик, вакуумный насос, систему регулирования и контроля параметров процессов фильтрации, а также детонационную камеру сгорания для исследования результатов теплового и ударно-волнового воздействия на модели нефтяных и газовых пластов (RU 72347, 2007).
Известный стенд позволяет моделировать процессы фильтрации нефтяных и газоконденсатных смесей в одномерной модели пласта, а так же тепловые и волновые методы воздействия на пласты, содержащие углеводородные флюиды.
Недостатком известного решения является узкий диапазон проводимых исследований, не рассчитанный на фильтрационные эксперименты, моделирующие процесс заводнения углеводородного месторождения.
Известен стенд для определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях с использованием в качестве пористой среды для проведения фильтрационных экспериментов испытания единичный или составной образец породы правильной геометрической формы, приготовленный из керна изучаемого пласта и ориентированный параллельно напластованию, включающий кернодержатель, жидкостные контейнеры для вытесняющих реагентов, мерные бюретки для контроля вытесненной нефти, воздушный термостат для поддержания заданной температуры в процессе испытаний, манометры для измерения перепада давления на фиксированных участках образца в процессе испытаний (ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях»).
Недостатком известного стенда является низкие точность моделирования пластовых условий и достоверность соответствия полученных экспериментальных данных пластовым характеристикам, поскольку в процессе отбора и подготовки керна к проведению исследований происходит существенной изменение его важнейшей и определяющей характеристики - поверхностных свойств. Кроме того, используемые для исследования образцы породы керна имеют ограниченный размер, что также отражается на точности оценки коэффициента вытеснения нефти.
Из известных решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является установка для исследования и моделирования фильтрационных процессов, включающая насос для подачи рабочей жидкости в кернодержатель с секционной моделью пласта, состоящей из равных по длине секций, каждая из которых выполнена как внешняя полая цилиндрическая камера, выполненная с кольцевыми буртами на концах, по периметру которых размещены сквозные отверстия, на входной и выходной секциях модели пласта установлены фланцы с центральными капиллярными каналами, в верхней части каждой секции модели пласта установлены штуцера с датчиками давления и температуры, соединенные общим датчиком давления и температуры, внутри каждой секции модели пласта расположена манжета с возможностью размещения в ней образца керна, выполненная по длине с зазором большим, чем внешняя полая цилиндрическая камера, с кольцевыми буртами на концах для соединения секций модели пласта между собой посредством вставки бурта манжеты во внутреннее отверстие втулки, выполненной с верхним отверстием для установки в него датчиков давления и температуры (RU 160842, 2015).
Недостатком известного решения является низкая точность физического моделирования с целью исследования характера взаимодействия несмешивающихся жидкостей и оценки коэффициентов вытеснения, что обусловлено ограничением выбора длины секций модели пласта, поскольку конструирование секционной модели большой длины, например, длиной 2 метра и более, и состоящей из кернового материала, отобранного из скважины вдоль напластования, не представляется технически возможным.
Кроме того, структура пористой среды образца реального керна, как правило, сложна и индивидуальна для каждого образца и в значительной мере влияет на конечный результат эксперимента, что обуславливает необходимость выполнения нескольких одинаковых опытов для получения достоверного результата.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение точности моделирования гидродинамических пластовых условий с максимальным приближением к условиях натурального объекта и, соответственно, повышение точности оценки коэффициентов вытеснения нефти. Указанная техническая проблема решается тем, что фильтрационная установка для физического моделирования процессов вытеснения нефти содержит насос для подачи вытесняющего агента в кернодержатель с насыпной моделью пласта, выполненной в виде последовательно соединенных идентичных секций образцов пласта, при этом длину модели выбирают исходя из соблюдения условия подобия модели пласта и натурных соотношений параметров пласта, секции образцов соединены между собой пустотелыми переходниками с внутренним диаметром, обеспечивающим сохранение линейной скорости фильтрации потока вытесняющим агентом по всей длине модели пласта с учетом формирования зоны смеси, а на торцах секций установлены сеточные фильтры, каждая из секций снабжена термостатирующим бандажом, по всей длине насыпной модели установлены датчики дифференциального давления и температуры, выходной канал последней секции кернодержателя подсоединен к емкости для сбора нефти и вытесняющего агента.
В частном случае исполнения термостатирующий бандаж может быть выполнен в виде электрического ленточного нагревателя.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении совпадения безразмерных критериев подобия в эксперименте и натуре, в том числе размера зоны смеси вытесняющего и вытесняемого агентов при использовании широкого спектра вытесняющих агентов.
Сущность предлагаемой установки поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена принципиальная схема предлагаемой установки, на фиг. 2 показана единичная секция насыпной модели пласта.
Установка включает последовательно соединенные идентичные секции кернодержателя 1 насыпной модели пласта, соединенные между собой пустотелыми переходниками 2, диаметр которых выбирают из условия обеспечения сохранения линейной скорости фильтрации с учетом формирования зоны смеси. Рабочий агент поступает в модель пласта из емкости 3 при помощи двухплунжерного насоса 4. Отфильтрованная жидкость собирается в мерную емкость 5, позволяющую учитывать объем отфильтрованного флюида. Газовый демпфер 6, подключенный к баллону 7, создает противодавление в системе. Обвязка баллона позволяет проводить исследования по определению абсолютной проницаемости модели. Установка оснащена задвижками 8 и регулируемой задвижкой 9, установленной на выходном канале 10 последней секции кернодержателя 1.
Каждая секция модели 1 представляет собой трубу 11 (фиг. 2) из нержавеющей стали с внутренней винтовой нарезкой, закрытую с двух сторон крышками 12, которые при помощи фиксаторов 13 крепят на входе и выходе трубы 11 сеточные фильтры 14.
Фильтры 14 предназначены для предотвращения выноса фракций песка из полости трубы 11.
Каждая секция 1 кернодержателя снабжена термостатирующим бандажом в виде ленточного нагревателя 15, интенсивность нагрева которого регулируется трансформатором 16, подключаемым к электросети. На входном 17, выходном 10 каналах и между секциями 1 установлены датчики дифференциального давления 18 и температуры 19.
Перед запуском установки в работу предварительно рассчитывают количество идентичных секций, отвечающих условию обеспечения подобия насыпной модели пласта натурным (реальным) условиям.
2
Показателем подобия являются безразмерные критерии П1 и П.
Для обеспечения подобия необходимо выполнение соотношений:
и
где: m - пористость, К - проницаемость, σ - межфазное натяжение.
Так для гидрофильных несцементированных песков, как известно, приближенное моделирование реализуется при выполнении следующих условий:
1
2
6
П≤0.5 П≥0.5 10
Преобразование этих условий позволило определить минимальную допустимую длину составной секционной насыпной модели:
где:
k - проницаемость образца, Д;
m - пористость, %;
min
L - длина составной модели, см.
После подбора длины модели осуществляют расчет скорости фильтрации флюида в единичной секции образца при требуемых скоростях нагнетания.
Длина единичной секции должна удовлетворять условию возможности осуществления формирования пористой среды заданных параметров, с одной стороны, и минимизации количества секций, с другой.
Расстояние между секциями выбирают минимально возможным.
Зная скорость фильтрации и расстояние между секциями 1 насыпной модели, подбирается диаметр пустотелого переходника, обеспечивающий сохранение линейной скорости фильтрации потока вытесняющего агента с учетом формирования зоны смеси.
Подготовку каждой секции насыпной модели осуществляют до монтирования всей установки следующим образом.
Производят набивку каждой секции 1 кернодержателя заранее подготовленным материалом - молотым промытым песком, помол выбирают исходя из требуемой конечной проницаемости модели. Затем на сухой модели определяют абсолютную проницаемость по газу для каждой секции путем пропускания сквозь нее газа из баллона 7. После определения газопроницаемости заполненная песком секция 1 взвешивается и вакуумируется в течение 5-6 часов. После удаления воздуха, вход первой секции 1 соединяют с емкостью 3, наполненной водой заданной минерализации, и осуществляют насыщение пористой среды водой. При известной плотности воды находят поровый объем модели и вычисляют коэффициент открытой пористости каждой секции.
После выхода установки на стабильный расход воды рассчитывают коэффициент проницаемости водонасыщенной модели по воде при комнатной температуре.
Для создания нефте-, водонасыщенной пористой среды после насыщения водой каждый элемент пористой среды размещают вертикально. После чего при комнатной температуре через верхнее входное отверстие в секцию производится закачка углеводородной модельной жидкости (нефти, керосина и проч.) при перепаде давления не менее 2,0 МПа до тех пор, пока на выходе содержание воды в выходящей жидкости не станет практически равной нулю.
w
R
Количество вышедшей из модели воды замеряется, и определяется остаточная водонасыщенность модели (S). Затем определяется коэффициент фазовой проницаемости по нефти при остаточной воде. Таким образом, получают модель нефтенасыщенного пласта с остаточной водой.
Проведение испытаний на установке осуществляют следующим образом.
После подготовки каждой секции насыпной модели установка собирается и опрессовывается. При необходимости за несколько часов до эксперимента включается система термостатирования для достижения необходимых температурных значений. Установка считается полностью герметичной, если в течение часа отклонения манометра, фиксирующего давление опрессовки, остается неизменным.
Вытеснение нефти из нефте-, водонасыщенного образца производят путем подачи на входной канал 17 образца пористой среды 1 воды из емкости 3 с постоянной заданной скоростью, обеспечиваемой двухплунжерным насосом. Нагнетание при выбранной скорости проводят непрерывно до полного обводнения выходящей жидкости. Обводненность контролируют при помощи мерной емкости 5, установленной на выходе из установки. По текущим значениям вышедшей углеводородной фазы определяют накопленные значения коэффициента вытеснения нефти, в том числе в момент прорыва воды (появления первых следов водной фазы в выходящей продукции). После полного обводнения продукции (98%) необходимо остановить установку, опорожнить рабочую емкость 5 от остатков воды, наполнить иным вытесняющим агентом (водный раствор полиакриламида и проч. агенты, предусмотренные моделируемыми условиями) и повторить вышеописанный алгоритм.
В процессе вытеснения непрерывно фиксируют показания датчиков давления и температуры, в том числе в момент прорыва воды (появления первых следов водной фазы в выходящей продукции). На основании полученных в каждом эксперименте результатов рассчитывают коэффициент вытеснения нефти и строят графики зависимости текущего значения коэффициента вытеснения от относительного накопленного объема закачки.
Таким образом, предлагаемое техническое решение расширяет возможности исследований при моделировании процессов нефте- и газодобычи и может быть использовано при поиске оптимальных методов увеличения коэффициента извлечения жидких углеводородов.
Использование насыпной модели, сформированной предлагаемым образом, обеспечивает возможность сравнения полученных результатов в зависимости от объема закачки вытесняющего агента при заданной начальной проницаемости модели. При этом отпадает необходимость в проведении повторных опытов для повышения достоверности исследования.