Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Пиротехнические составы и средства для интенсификации нефтедобычи. Монография
.pdf
процессов, протекающих при горении. Это связанно с протеканием
от содержания
Линейная скорость
конкурирующих реакций, а именно: окислительно-восстановительные
процессы в пиротехнической системе, окислительновосстановительные процессы с участием продуктов сгорания
пиротехнической системы и горючих элементов среды, окислительновосстановительные процессы с участием продуктов сгорания и
окислительных элементов среды. В данном случае немаловажную
роль играют теплообменные процессы, влияющие на баланс между
теплоприходом и теплорасходом в зоне горения.
Из рис. 3.10 видно, что магний практически полностью окисляется
в составах с содержанием металлического горючего 30%. Анализ
активности шлаков показал, что с увеличением магния с 53,5 до 75%
при увеличении концентрации нефти активность металла возрастает.
Из полученных результатов видно, что реализация составов с
отрицательным кислородным балансом происходит не полностью при
увеличении концентрации нефти. Такую же характерную зависимость
можно наблюдать по количеству шлаков оставшегося после сгорания
составов в различных жидких средах (рис. 3.11).
30
25
20
15
горения, мм/с
10
5
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Содержание нефти, %
Рис. 7.46. Зависимость линейной скорости
горения состава Mg+NaNO
нефти в воде:
Mg=13% Mg=20% Mg=30% Mg=40%
Mg=53% Mg=63% Mg=68% Mg=75%
101
3
от содержания нефти в
3
Рис. 7.48. Зависимость активности конденсированных
2,5
2
1,5
Скорость
нарастания
1
давления, МПа/с*г
0,5
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Рис. 7.47. Зависимость скорости нарастания
давления состава Mg+NaNO
Mg=13% Mg=20% Mg=30% Mg=40%
Mg=53% Mg=63% Mg=68% Mg=75%
60
50
40
Содержание нефти, %
3
воде:
30
20
Активность
10
конденсированных
продуктов сгорания, %
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
продуктов сгорания состава Mg+NaNO3 от
содержания нефти в воде:
Mg=30% Mg=53% Mg=75%
102
Содержание нефти, %
Рис. 7.49. Зависимость оставшегося количества
100
выделившейся после сжигания в нефти состава
80
60
40
20
Количество шлаков, %
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Содержание нефти, %
шлаков после сгорания состава Mg+NaNO3 от
содержания нефти в воде:
Mg=30% Mg=53% Mg=75%
4
3,5
3
2,5
2
1,5
Количество сажи, %
1
0,5
0
20 30 40 50 60 70 80
Содержание магния, %
Рис. 7.50. Зависимость количества сажи,
Mg+NaNO
от содержания магния
3
103
от содержания нефти в
100
Рис. 7.52. Зависимость экспериментальной теплоты
80
60
40
Оставшаяся
жидкость, %
20
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Содержание нефти, %
Рис. 7.51. Зависимость оставшейся жидкости после
сгорания составов Mg+NaNO
Mg=30% Mg=53% Mg=75%
3
воде:
7000
6000
5000
4000
3000
2000
Теплота сгорания, кДж/кг
1000
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
сгорания от состава жидкой среды:
Mg=30% Mg=53% Mg=75%
104
Содержание нефти, %
Однако тот режим горения, который реализуется при горении
0,5
0,47
0,45
0,
0,4
0,4
0,55
0,5
составов в отрицательной области, обуславливается, повидимому, крекингом нефти. В результате чего наблюдается
максимальное количество выделившейся сажи в процессе горения
составов и минимальное количество оставшейся жидкости после
сгорания составов в нефти (рис. 3.12 и 3.13).
При горении образцов в положительной области часть нефти
может сгорать за счет нереализованного окислителя, которого в
избытке содержится в составе и при этом выделяется
дополнительное количества тепла. Это предположение
подтверждается калориметрическими исследованиями (рис. 3.14).
Исследования показывают, что в положительной области при
содержании магния 30%, в нефти теплота сгорания больше, чем
при содержании металла 53,5% и тем более при 75%.
Уменьшение скорости горения в нефти при увеличении металла с
30 до 75% связано с тем, что тепловыделения при горении этих
составов затрачивается на крекинг нефти. При горении составов с
содержанием металла до 30% включительно, вместе с крекингом
нефти происходит горение нефти за счет собственных
окислительных элементов состава, что и увеличивает скорость
горения в положительной области.
В табл. 7.3 приведены законы скорости горения нитратномагниевого состава в интервале давлений от 1 до 25 МПа.
Таблица 7.3
Законы скорости горения нитратно-магниевого состава в
различных жидких средах
Содержание
магния, %
Вода
30 Ил=1,5*Р
53,5
Ил=2,96*Р
48
75 Ил=1,8*Р
Эмульсия
50/50
Ил=2,1*Р
Ил=2,96*Р
2
Ил=1,9*Р
Нефть
Ил=2,29*Р
Ил=3,18*Р
Ил=2,2*Р
0,36
Из данной таблицы следует, что практически во всех случаях
зависимость скорости горения от давления изменяется слабо.
В лабораторных условиях полностью имитировать процесс,
происходящий в нефтяной скважине при горении различных
термогазогенераторов очень сложно, а зачастую невозможно. В
105
реальных скважинных условиях горение термогазогенератора
происходит, когда свободный объем скважины в зоне горения ТГГ
практически равен нулю. Под свободным объемам Vк (м3/кг, см3/г) –
понимают отношения свободного объема испытательной камеры
(манометрической установки) к массе термогазогенератора и жидкой
среды. Столб жидкости над термогазогенератором может достигать от
1000 до 2000 метров. При необходимости в процессе горения
термогазогенеротора чтобы столб скважинной жидкости не
поднимался, и чтобы газообразные продукты горения не выбросило
скважинную жидкость наружу, применяют специальные устройства –
пакеры, которые выдерживают давление, создаваемое
термогазогенератором при горении. Это накладывает более жесткие
условия на процесс горения в нефтяной скважине. Сложность
решения поставленной задачи заключается в том, что на сегодняшний
день не существуют безопасных установок, позволяющих полностью
имитировать работу термогазогенераторов в условиях скважины,
соблюдением всех мер по технике безопасности. В данной случае Vк
(«свободный объём» камеры, отношение не занятого объёма камеры к
массе пиротехнического состава и среды) рассчитывалось исходя из
геометрических размеров манометрической установки и массы
пиротехнического состава, максимально близких к реальным с учетом
мер по технике безопасности (в наших лабораторных условиях Vк=2,1
– 2,4 см3/г). Для условий скважины параметр Vк равен нулю, т.к.
гидравлический столб жидкости в первый момент работает как
пробка, дальнейшему подниманию столба жидкости препятствует
пакер.
Зависимости максимального (пикового) давления в от параметра
Vк показана на рис. 7.53 – 7.55.
Из представленных зависимостей давления от Vк для нефти,
водонефтяной эмульсии и воды видно, что в интервале от 5 до 15 Vк
давление слабо зависят от Vк. При изменении Vк менее 5 зависимость
становится более яркой для давления. Наибольшее давление
характерно для состава с 53,5% магния во всех случаях. Однако при
использовании нефти и эмульсии достигаются самые высокие
значения давлений, в пределах 13 – 14 МПа. Высокое значение
давления при горении составов с 53,5% магния, вероятно, связано с
участием внешней среды в процессе газообразования, обусловленным
образованием газообразных продуктов при превращении (особенно
нефть и эмульсия).
106
Рис. 7.53 – Зависимость давления от Vk (среда -
20
Рис. 7.54. Зависимость давления от Vk (среда -
15
10
Давление, МПа
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Vк, см3/г
30% Mg 40% Mg 53,5% Mg 60% Mg
вода):
25
20
15
10
Давление, МПа
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Vк, см3/г
водонефтяная эмульсия):
30% Mg 40% Mg 53,5% Mg 60% Mg
107
20
15
10
Давление, МПа
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Vк, см3/г
Рис. 7.55. Зависимость давления от Vk (среда - нефть):
30% Mg 40% Mg 53,5% Mg 60% Mg
Из проведенных исследований можно сделать вывод, что
регулировать максимальное (пиковое) давление, которое образуется
при горении ТГГ, можно не только соотношением компонентов и
природой самой жидкости, но и технологическими методами
обработки нефтяной скважины («свободным объемом», создаваемым
в скважине). Свободный объем над ТГГ можно отрегулировать
пакером и тем самым повлиять на технологию ТГХВ.
На основании полученных закономерностей и результатов
исследований предложены феноменологические модели горения
металлсодержащих составов в жидких средах: в воде, нефти и
эмульсии 50/50. Для сравнения была представлена классическая схема
горения ПС на воздухе (рис. 7.56).
108
Воздух Вода Эмульсия 50/50 Нефть
1 – Зона прогрева
(начало разложения) ПС;
2 – К-зона (зона фазовых
превращений и
химических реакций в
конденсированной фазе);
3 – Зона
диспергирования (зона
гетерогенных
химических реакций);
4 – Зона пламени
(пародымогазовая зона),
зона газообразных
продуктов горения.
4 – Зона пламени (пародымогазовая
зона), зона газообразных продуктов
горения.
При горении в жидкостях
дополнительно добавляются еще
две зоны:
5 – Зона вторичных реакций. Зона,
где происходит смешение
продуктов горения состава и
водяного пара. В этой зоне
происходит доокисление
диспергированного магния с водой:
Mg+H2O
(газ или жид.)
За счет этого происходит выделение
дополнительного количества тепла.
6 – Зона испаренной воды
(парообразная зона).
Взаимодействие между
компонентами состава и жидкой
среды через каждую зону
происходит вследствие диффузии и
массопереноса.
Зоны - 4,5,6 – газовый пузырь.
= Mg(OH)2+H
2
За счет высокой вязкости
эмульсии относительно воды и
нефти все зоны прижаты близко
к поверхности ПС.
Зоны 5 и 6 – зоны испарения,
крекинга и смешения
углеводородов нефти и воды с
продуктами горения ПС.
5 – зона, где происходит
смешение продуктов крекинга
нефти и продуктов горения ПС.
В этой зоне происходят реакции
между продуктами крекинга
нефти и избыточного окислителя
нитрата натрия в составах с
положительным кислородным
балансом;
6 – зоны крекинга нефти.
Рис. 7.56. Феноменологические модели горения металлсодержащих составов в жидких средах
109
8 ВЛИЯНИЕ ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА СВОЙСТВА СКВАЖИНОЙ ЖИДКОСТИ, ЦЕМЕНТНОГО
КОЛЬЦА И МЕТАЛЛИЧЕСКОЙ ТРУБЫ НЕФТЯНОЙ
СКВАЖИНЫ
Рассматривая технологический аспект интенсификации
нефтедобычи с использованием ТГХВ, необходимо, выбирая
конкретный состав термогазогенератора, учитывать цели и задачи
обработки скважины. В то же время недоучет таких факторов, как
природа среды скважины, состояние самой скважины, качественный и
количественный состав ПЗП и их изменение при ТГХВ, может
привести к нарушению работы скважины и увеличению затрат при
ремонте.
8.1 Термогазохимическое воздействие на свойства нефти
Нагретые продукты горения состава воздействуют не только на
выпавшие в процессе эксплуатации скважины тяжелые компоненты
нефти (смолы, асфальтены, парафины), но и на нефть, примыкающую
к термогазогенератору или устройству. Горение состава должно
приводить к изменению состава самой нефти при диспергировании в
ней газообразных и конденсированных продуктов сгорания состава.
Выделяемого тепла, безусловно, достаточно для крекинга нефти,
сопровождающегося переходом легких фракций в газовую фазу. По
расчетным данным часть нефти может взаимодействовать с
кислородом окислителя с образованием оксидов углерода. Все это
должно приводить к увеличению в нефти доли тяжелых фракций.
Полимеризация исходных и промежуточных веществ может
привести к образованию нефтяного кокса. Сжигание модельных
образцов пиротехнических метальных составов с различным
соотношением компонентов нефти в манометрической установке
показало, что вследствие этого вязкость и плотность нефти
изменяются. Об изменении состава свидетельствует и характер
изменения ИК-спектра нефти с увеличением кратности термических
обработок: наблюдается уменьшение интенсивности полос
поглощения органических соединений вплоть до их исчезновения
после трехкратного воздействия продуктами горения
пиротехнического состава (рис. 8.1 – 8.4).
110
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]