Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Пиротехнические составы для интенсификации нефтедобычи. Учебное пособие
.pdf
Министерство образования и науки России
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
«Казанский национальный исследовательский
технологический университет»
ПИРОТЕХНИЧЕСКИЕ СОСТАВЫ
ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕДОБЫЧИ
Учебное пособие
Казань
Издательство КНИТУ
2016
2
УДК 622.276.65:662.19
ББК 35.63:33.361я7
Авторы: Е. Г. Белов, А. М. Коробков, С. В. Михайлов,
Л. И. Кельдышева, Р. А. Крыев, А. И. Прокопчик
Пиротехнические составы для интенсификации нефтедобычи :
учебное пособие / Е. Г. Белов [и др.]; М-во образ. и науки России,
Казан. нац. исслед. технол. ун-т. – Казань : Изд-во КНИТУ, 2016. – 84 с.
ISBN 978-5-7882-2008-6
Рассмотрены вопросы, касающиеся основ промысловой геологии,
способов повышения нефтеотдачи нефтяных скважин, методологии и
технологии использования энергонасыщенных материалов при обработке призабойной зоны пласта. Представлена авторская методика (теоретические основы и практические рекомендации) применения различных пиротехнических составов для интенсификации нефтедобычи.
Предназначено для специалистов, обучающихся по специальности
«Химическая технология энергонасыщенных материалов и изделий»,
а также для магистров и аспирантов направления подготовки «Химическая технология». Может быть использовано научными сотрудниками вузов и инженерами-практиками соответствующего профиля.
Подготовлено на кафедре технологии изделий из пиротехнических и композиционных материалов.
Печатается по решению редакционно-издательского совета
Казанского национального исследовательского технологического
университета
Рецензенты: зам. нач. отдела ФКП «ГосНИИХП» д-р хим. наук,
проф. Н. М. Ляпин
канд. техн. наук, доц. КНИТУ им. А. Н. Туполева
Е. Р. Корнилова
ISBN 978-5-7882-2008-6 © Белов Е. Г., Коробков А. М.,
Михайлов С. В., Кельдышева Л. И.,
Крыев Р. А., Прокопчик А. И., 2016
© Казанский национальный исследовательский
технологический университет, 2016
3
ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ ......................................................................................... 4
ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................. 5
1 ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ
ГЕОЛОГИИ ................................................................................................. 7
1.1 Нефть и еѐ свойства .............................................................................. 7
1.2 Нефтяная залежь и нефтяное месторождение ................................... 9
1.3 Основные структурные формы складок нефтегазовых
месторождений ......................................................................................... 21
1.4 Физико-механические свойства горных пород ................................ 25
2 УСТРОЙСТВО НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ И ВИДЫ ЕЕ
ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ............................................. 28
3 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПУТЁМ
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА .................... 31
3.1 Химические методы ........................................................................... 31
3.2 Механические методы ........................................................................ 34
3.3 Физические методы ............................................................................ 37
3.4 Тепловые методы ................................................................................ 38
4 ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА .................................................. 45
4.1 Специфика горения пиротехнических составов в жидких средах . 45
4.2 Технология проведения ТГХВ .......................................................... 48
4.3 Термогазогенераторы и устройства для обработки нефтяных
скважин ...................................................................................................... 49
5 ПИРОТЕХНИЧЕСКИЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА .................................................. 62
5.1 Требования к пиротехническим составам
для термогазогенераторов ........................................................................ 62
5.2 Составы для термогазогенераторов .................................................. 65
СЛОВАРЬ ТЕРМИНОВ ........................................................................... 70
ЗАКЛЮЧЕНИЕ......................................................................................... 80
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................... 81
4
ПРЕДИСЛОВИЕ
Предназначено для специалистов, обучающихся по специальности
«Химическая технология энергонасыщенных материалов и изделий»,
а также для магистров и аспирантов направления подготовки «Химическая технология».
Специалисты этого профиля совместно с технологами (горными
специалистами) способствуют обеспечению технико-экономического
и научно-технического уровня разработок в нефтегазодобывающей
отрасли.
Данная работа ставит своей целью формирование комплексных
знаний и кругозора специалистов широкого профиля в области разработки и эксплуатации энергонасыщенных материалов в народном хозяйстве.
Рассмотрены вопросы, касающиеся основ промысловой геологии,
способов повышения нефтеотдачи нефтяных скважин, методологии и
технологии использования энергонасыщенных материалов при обработке призабойной зоны пласта.
Представлена авторская методика (теоретические основы и практические рекомендации) применения различных пиротехнических составов для интенсификации нефтедобычи. Авторами были систематизированы результаты экспериментальных исследований по горению
пиротехнических составов в условиях, близких к скважинным, по
влиянию процесса горения на свойства пород и материала скважины.
В этом плане данное пособие аналогов не имеет, и, как надеются
его авторы, окажется полезным не только для студентов и аспирантов,
обучающихся по соответствующим направлением, но и для научных
сотрудников вузов и инженеров-практиков соответствующего профиля.
Просим читателей свои отзывы и предложения отправлять по адресу электронной почты: spektr@kstu.ru.
5
ВВЕДЕНИЕ
Нефть занимает важное место в топливно-энергетическом балансе
страны и остается важнейшим сырьем для нефтеперерабатывающей и
химической отраслей промышленности. Обеспечение стабильных и
высоких объемов нефтедобычи является основной задачей науки и
практики. Решение этой задачи в настоящее время осложняется тем,
что основные нефтяные месторождения Волго-Уральской и других
областей европейской части страны, а также ряд крупнейших месторождений Западной Сибири вступили в поздние стадии разработки,
характеризующиеся значительным снижением продуктивности скважин. Продуктивность нефтяных скважин в процессе их эксплуатации
неуклонно снижается и особенно интенсивно в поздние стадии разработки месторождений. Из многообразия причин снижения продуктивности нефтяных скважин, связанных со снижением нефтепроницаемости коллекторов, выделяют загрязнение призабойной зоны пласта коллоидизированными высокомолекулярными асфальтено-смолистыми
компонентами нефтей и другими вязкими компонентами нефти.
К настоящему времени разработано и нашло применение множество методов воздействия на пласт. Эффективность того или иного
способа определяется как самим методом, так и характеристиками
скважины – свойствами коллектора, величиной продуктивного пласта,
степенью обводненности и состоянием самой скважины. Важнейшим
элементом в повышении эффективности эксплуатации скважин является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, в частности, его фильтрационной характеристики. Реализация большинства методов требует применения сложного, громоздкого оборудования, больших материально-технических и трудовых
ресурсов, времени, а некоторые методы экологически небезопасны. На
сегодняшний день одним из наиболее эффективных, дешевых и доступных методов воздействия на призабойную зону скважины является
термогазохимическое воздействие.
Энергонасыщенные материалы находят в настоящее время широкое применение в методах термогазохимического воздействия на
пласт при интенсификации нефтедобычи. Запатентовано и использовано большое количество термогазохимических источников на основе
порохов, смесевых топлив и гетерогенных пиротехнических систем
различных классов. При использовании подобных устройств в резуль-
6
тате выделения большого количества тепла и резкого газообразования
происходит расплавление вязких компонентов нефти, очистка перфорационных отверстий, а также гидроразрыв пласта и образование трещин.
Гетерогенные пиротехнические системы заслуживают внимания в
связи с тем, что при горении выделяют большое количество энергии с
единицы массы. Изменяя рецептурный состав пиротехнических систем, можно регулировать и получать специальные характеристики горения (скорость горения, газопроизводительность, скорость нарастания давления, максимальное давление, температуру и теплоту сгорания). Работы, проведенные в КНИТУ и в НИИПХ г. Сергиев Посад,
подтвердили возможность использования термогазогенераторов (ТГГ)
и гидрореагирующих пиротехнических составов (ГРПС), не уступающих по эффективности существующим методам и отличающихся автономностью действия, простотой эксплуатации, дешевизной и экологической безопасностью.
Данное учебное пособие призвано:
ознакомить обучающихся с общими представлениями о нефтя-
ных залежах, технологией нефтедобычи; проблемами, возникающими
при нефтедобыче и способами их решения;
дать представление о современных способах повышения неф-
тедобычи,
научить анализировать и выбирать способ нефтедобычи в за-
висимости от цели и задачи интенсификации;
дать представление о процессе горения энергонасыщенных ма-
териалов в жидких средах;
формулировать требования к энергонасыщенным материалам
для интенсификации нефтедобычи;
научить правильно использовать изделие и устройство интен-
сификации нефтедобычи в зависимости от назначения и состояния
нефтяной скважины.
научить разрабатывать пиротехнические составы термогазоге-
нераторов, устройств и технологию обработки призабойной зоны нефтяной скважины с целью увеличения нефтеотдачи.
7
1 ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ
ГЕОЛОГИИ
1.1 Нефть и еѐ свойства
Нефть и нефтяной газ – это сложная смесь углеводородов с различным числом атомов в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (т.е. при давлении 760 мм рт. ст.
и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и
нефтяной газы), другие – в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится
82-87 % углерода, 11-14 % водорода и 0,4-1 % примесей – соединений,
содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.
Товарные качества нефти определяют в лабораторных условиях
путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород,
входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения.
При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее
низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают
испаряться более тяжелые углеводороды.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350°С. Пары нефти,
подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур.
Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции,
затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д.
Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40-200°С –
бензиновые, 150-300°С – керосиновые, 300-400°С – соляровые, при
400°С и выше – масляные.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три
группы: малосмолистые – содержание смол не более 18 %; смолистые –
содержание смол от 18 до 35 %; высокосмолистые – содержание смол
более 35 %. По содержанию парафина нефти делятся также на три
группы: беспарафинистые – с содержанием парафина до 1 %; слабопарафинистые (от 1 до 2 %); парафинистые (более 2 %). Наличие в нефти
8
большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее
вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей
транспортировки.
По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые –
содержание серы до 0,5 %; сернистые (от 0,5 до 2,0 %); высокосернистые (более 2,0 %). Содержание в нефтях сернистых соединений
ухудшает их качество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и
переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического
оборудования.
О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят
по ее плотности. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие
нефти с плотностью до 880 кг/м3 – наиболее ценные, так как обычно в
них содержится больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и
нефти, – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному
перемещению ее частиц при движении.
Различают динамическую и кинематическую вязкости. За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при
движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон)
на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости
измеряют в [] = Пac (Паскальсекунда). Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Пас. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в
1000 раз меньшей, – мПас (миллиПаскальсекунда). Так, вязкость пресной воды при температуре плюс 20°С составляет 1 мПас.
Вязкость нефтей, добываемых в России, в зависимости от их состава и температуры изменяется от одного до нескольких десятков мПас.
Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПас (0,1-0,2 Пас) и
более. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к
плотности, измеряют ее в м2/с.
Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются
относительной (условной) вязкостью, показывающей, во сколько раз
вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных
9
объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °BYt, где индекс t указывает на
температуру измерения. За число градусов условной вязкости при
данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости)
уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа
вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение
температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.
1.2 Нефтяная залежь и нефтяное месторождение
Нефть залегает в земной коре в виде скоплений, объем которых колеблется от нескольких кубических миллиметров до миллиардов кубических метров. Глубина нефтяных залежей составляет, как правило,
500-3500 м, а основные запасы располагаются на глубине 800-2500 м.
Земная кора состоит преимущественно из трех типов горных пород –
вулканических, метаморфических и осадочных. Вулканические породы образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры
(гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт). Хотя
нефть и газ присутствуют во всех трех типах пород, чаще всего они
ассоциируются с осадочными породами. Известны различные пути
образования осадочных пород, но основной путь – это отложение под
действием ветра или воды или химическое осаждение (например, выщелачивание). Осадочные материалы подразделяются на обломочные
породы (песчаники, сланцы), карбонатные породы (некоторые известняки и доломиты).
Хотя осадочные породы ассоциируются с нефтью, далеко не всегда они содержат нефть. Согласно большинству теорий, для образования нефти необходимы остатки растений и животных, а также определенные температуры и давления. По мере гибели огромного количества морских растений и животных их остатки быстро опускались вниз
водоема и были захоронены в иловых отложениях, которые постепенно собирались на дне (рис.1.1).
10
Рис. 1.1. Продукты разложения растений и животных
Новые слои оседали многократно пластами. Ил и морская вода
предохраняли вещество от дальнейшего разложения. По мере накопления новых слоев органического вещества, песка, ила, глины и извести и с течением времени масса покрывающих отложений оказывала
огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением
массы отложений подстилающий слой постепенно опускался, формируя и сохраняя плотные слои ила, песка и карбонатов. В конце концов
они преобразовывались в осадочные горные породы. Огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привело к образованию сырой нефти и природного газа.
Слой ила, содержащий первоначально разлагающиеся остатки растений и животных, называется материнским пластом. Материнский
пласт включает темные морские сланцы и морской известняк. В результате постоянного сжатия материнского пласта достигались давление и температура, достаточно высокие для того, чтобы нефть и газ
выходили наружу из материнской породы и накапливались в прилежащих пористых и проницаемых породах (рис. 1.2), таких как песчаники,
карбонатные породы (известняки) и доломиты. Эти породы являются
хранилищами мигрирующих углеводородов и называются «породыколлекторы».
Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и
газов, находящихся в недрах земли. Для характеристики численного
значения пористости породы пользуются коэффициентом пористости
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]