Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Пиротехнические составы и средства для интенсификации нефтедобычи. Монография
.pdf
4000
3000 2000 1500 850
υ
-
1
см
Рис. 8.1. ИК-спектр нефти
4000 3000 2000 1500 850 υ-1см
Рис. 8.2. ИК-спектр после однократного воздействия на нефть
Рентгенофазовый анализ обработанной нефти показал, что в ней
присутствует дисперсный углерод. Это означает, что температура
нефти поднималась выше 800ºС. Расчетное количество углерода
приведено в табл. 8.1. После воздействия нефть, кроме продуктов ее
превращения, содержит конденсированные продукты взаимодействия
компонентов состава, о чем говорят приведенные в таблице данные о
повышении плотности нефти. Изменения будут определяться
энергетическими характеристиками состава термогазогенератора, его
рецептурой, а также характером его горения.
111
75%Ме
углерода в
4000 3000 2000 1500
850
υ-
1см
4000 3000 2000 1500
850
υ-
1см
Рис. 8.3. ИК-спектр после двукратного воздействия на нефть
Рис. 8.4. ИК-спектр после трехкратного воздействия на нефть
Плотность и состав нефти после ТГХВ
Таблица 8.1
Тип термогазогенератора
Характеристика
Теплота
горения, кДж/кг
Температура
горения, К
без
генератора
безме-
тальный
термит 30%Ме 53%Ме
- 1300 3000 2300 2000 1800
- 800 2900 1150 1000 900
Расчетное количество
продуктах прев-
0 0,42 0,43 0,43 0,43 0,43
ращения, отн. ед.
Плотность
нефти, г/см
3
0,89 0,91 0,92 0,93 0,95 0,94
112
Изменение коэффициента
8.2 Термогазохимическое воздействие на проницаемость
призабойной зоны пласта
8.2.1 Влияние термогазохимического воздействия
на газопроницаемость породы
Исследование зависимости изменения газопроницаемости k/k
породы после ТГХВ при атмосферном давлении проведено на
модельных образцах из смеси глины и песка, уплотненных при
давлении 150 МПа, с коэффициентом уплотнения 0,8. ТГХВ
осуществлялось при сжигании состава, содержащего 53,5% Mg и
46,5% NaNO
(состав термогазогенератора термоимплозонного
3
устройства марки ЗПИУ-98-850). В качестве среды, имитирующей
скважинную жидкость, использовалась вода. Максимальное
увеличение газопроницаемости после ТГХВ наблюдается у образцов
из одной глины – с низкой начальной газопроницаемостью. С
увеличением содержания песка изменение коэффициента
газопроницаемости образцов уменьшается (рис. 8.5)
12
10
8
6
4
2
газопроницаемости
0
0 20 40 60 80 100
0
Cодержание песка, %
Рис. 8.5. Изменение коэффициента газопроницаемости после ТГХВ
у образцов с различным содержанием песка
Газопроницаемость образца с максимальным содержанием песка
после обработки становится меньше начальной, что можно объяснить
процессом силикатообразования. Проникновение конденсированных
продуктов горения в более пористые образцы значительно выше, чем
113
Изменение коэффициента
в менее пористые. У модельных образцов пород с высоким
коэффициентом уплотнения после ТГХВ газопроницаемость
улучшается (рис. 8.6). Размеры частиц конденсированных продуктов,
образующихся при горении металлизированного состава, больше чем
размер пор в образцах породы, и проникновение конденсированных
продуктов не происходит. В образцах пород с низким коэффициентом
уплотнения размер открытых пор достаточен для забивания
частицами продуктов горения состава, вследствие чего после ТГХВ
происходит уменьшение их газопроницаемости.
10
8
6
4
2
газопроницаемости
0
0,70 0,75 0,80 0,85 0,90
Коэффициент уплотнения
Рис. 8.6. Изменение коэффициента газопроницаемости после ТГХВ
образцов с различным коэффициентом уплотнения
8.2.2 Влияние соотношения компонентов термогазогенератора
на газопроницаемость породы
Влияние природы термогазогенератора на газопроницаемость
породы показано на образцах, содержащих 70% песка и 30% глины,
уплотненных при давлении 80 МПа и имевших коэффициент
уплотнения 0,73. Испытания проводили в манометрической бомбе. В
качестве среды, имитирующей скважинную жидкость, использовались
вода и нефть Ромашкинского месторождения. С увеличением
содержания магния при горении состава в обеих средах коэффициент
газопроницаемости модели породы резко снижается (табл. 8.2-8.3).
114
Таблица 8.2
Изменение коэффициента газопроницаемости модели породы
при сгорании состава термогазогенератора в воде и нефти
Состав
термогазогенератора
и среды
Mg – 30%
NaNO3 – 70%
Mg – 53,5%
NaNO3 – 46,5%
k
Вода 9030 28440
Нефть 9030 22580 2,50
Вода 9030 4300
Нефть 9030 1810 0,20
, мкм
0
(мД)
2
k, мкм
(мД)
2
k/k0,
отн.ед.
3,15
0,50
Таблица 8.3
Давление, развиваемое при сгорании состава термогазогенератора
в воде и нефти (модель породы)
Состав
термогазогенератора
и среды
Mg – 30%
NaNO3 – 70%
Mg – 53,5%
NaNO3 – 46,5%
Вода 2755 10,0
Нефть 1106 18,5
Вода 3100 13,5
Нефть 979 23,0
Расчетная
температура
горения
смеси, К
Давление на модель
породы, МПа
С увеличением содержания металла рост количества
конденсированной фазы при горении в нефти намного больше, чем
при горении в воде (рис. 8.7). Термогазогенератор, выделяющий при
горении меньше конденсированной фазы, обеспечил увеличение
газопроницаемости образцов модели породы с относительно малым
коэффициентом уплотнения при сжигании как в воде, так и нефти.
Термогазогенератор с большим количеством конденсированных
продуктов сгорания ухудшил их газопроницаемость.
Давление газообразных продуктов горения способствует
увеличению размера пор в образцах породы, в результате чего их
коэффициент газопроницаемости возрастает. При большом
содержании конденсированной фазы в продуктах сгорания
термогазогенераторов и относительно большом диаметре пор твердые
частицы проникают внутрь образца породы. Это приводит к
115
Доля конденсированных
уменьшению размера пор и, в итоге, к относительному снижению
коэффициента газопроницаемости.
1,0
0,8
0,6
0,4
продуктов
0,2
0,0
20 30 40 50 60 70 80
Содержание металла, %
горение в воде горение в нефти
Рис. 8.7. Зависимость доли конденсированных продуктов
при горении составов в различных средах (расчет)
8.2.3 Оценка радиуса действия продуктов сгорания и длины
образца породы на газопроницаемость после ТГХВ
Цель любого ТГХВ – повышение дебита нефти после
обработки. Так как при ТГХВ в качестве основного рабочего тела
используются продукты сгорания (в основном газы), то фактором,
определяющим эффективность обработки, будет являться давление
продуктов сгорания при ТГХВ. Оценка радиуса действия продуктов
сгорания показана на образцах, имитирующих глинистую и
карбонатную породу. В качестве ТГГ использовался состав,
содержащий 30% горючего, т.к. при горении данного состава
образуется наименьшее количество конденсированных продуктов. В
качестве среды, имитирующей скважинную жидкость, использовалась
вода. При этом давление, достигаемое при испытаниях, составляет
116
10 МПа, расчетная температура – 2755 К. Эффективность обработки
оценивалась по изменению коэффициента газопроницаемости образца
модели породы в результате ТГХВ. Результаты приведены в табл. 8.4,
8.5 и на рис. 8.7 и 8.8.
Таблица 8.4
Характеристики образцов песок – глина с содержанием глины
30% до и после испытаний
Длина образца,
мм
k
, мкм2 (мД) k, мкм2 (мД) k/k
0
0
15,1 60,2 3690,3 61,3
18,3 60,4 1467,7 24,3
21,2 63,4 292,3 4,61
26,9 73,2 180,1 2,46
55,7 185,4 231,7 1,25
Таблица 8.5
Характеристики образцов песок – мел с содержанием мела
30% до и после испытаний
Длина
образца, мм
k
, мкм2 (мД) k, мкм2 (мД) k/k
0
0
15,4 2,6 91,3 35,1
17,9 2,6 36,1 13,9
22,1 2,8 6,1 2,19
27,3 3,2 4,4 1,38
46,2 6,5 7,1 1,09
Из рис. 8.7 и 8.8 видно, что зависимость изменения
газопроницаемости от длины образца носит нелинейный характер и
резко убывает с увеличением длины образца от 15,1 до 21,2 мм, а при
дальнейшем увеличении длины изменение коэффициента
газопроницаемости практически не зависит от длины образца.
Предполагается, что при длине образца, когда коэффициент
газопроницаемости не будет изменяться (k/k0 ~ 1), газы не проникают
через толщу породы. Получаемая при этом длина образца может
охарактеризовать предел проникновения газообразных продуктов.
117
Изменение коэффициента
Изменение коэффициента
80
60
40
20
0
газопроницаемости
10 30 50 70
Длина образца, мм
Рис. 8.7. Зависимость изменения коэффициента газопроницаемости
при ТГХВ от длины образца песок - глина
40
30
20
10
0
газопроницаемости
10 20 30 40 50
Длина образца, мм
Рис. 8.8. Зависимость изменения коэффициента газопроницаемости
при ТГХВ от длины образца песок - мел
Экспериментальные данные, начиная с длины образца 21,2 мм
(песок – глина), 22,1 мм (песок – мел) и до 55,7 мм, 46,2 мм
соответственно аппроксимировали линейной зависимостью,
позволяющей оценить пределы толщины проникновения
газообразных продуктов. Зависимости имеют следующий вид:
118
y = -0,0794x + 5,5219 – для образца песок – глина,
y = -0,0375x + 2,7488– для образца песок – мел,
где y – изменение коэффициента газопроницаемости, х – длина
образца.
Оценки показали, что при данных условиях испытания длины
образца при k/k0 = 1 для глинистой породы составляет 61 мм, а для
породы, содержащей мел – 39 мм.
Полученные данные были использованы для математической
оценки глубины проникновения газообразных продуктов при
различном максимальном давлении (экспериментальные данные для
каждой длины образца породы) для двух образцов пород при
сжигании в воде и в нефти.
Y
= 3,18Хв + 30,7 – для образца песок – глина (терригенная
в
порода)
Y
= 2,56Хв + 12,7 – для образца песок – мел (карбонатная
в
порода)
где Yв – глубина проникновения газообразных продуктов при
сжигании в воде, Хв – максимальное давление.
Y
= 2,53Хн + 23,7 – для образца песок – глина (терригенная
н
порода),
Y
= 2,03Хн + 9,6 – для образца песок – мел (карбонатная
н
порода),
где Yн – глубина проникновения газообразных продуктов при
сжигании в нефти, Хн – максимальное давление.
При использовании термогазогенератора, например, с содержанием
30% горючего при условии, что Vк ≈ 2÷5 (что реально для условий
скважины), при давлении 60-70 МПа, максимальная глубина
проникновения газообразных продуктов будет составлять 221 – 253
мм для терригенной породы при сжигании в воде и 175 – 200 мм в
нефти. Для модельных образцов, имитирующих карбонатную породу,
при тех же условиях максимальная глубина проникновения
газообразных продуктов будет составлять 166 – 192 мм в воде и 131 –
152 мм в нефти. По результатам проведенных исследований и
полученных математических моделях была рассчитана глубина
проникновения газообразных продуктов для двух моделей
нефтеносных пород (табл.8.6).
119
Таблица 8.6
Глубина проникновения газообразных продуктов при различных
давлениях
Для породы песок – глина (терригенная порода)
Давление
продуктов
сгорания, МПа
Глубина
проникновения
(вода), мм
Глубина
проникновения
(нефть), мм
Давление
продуктов
сгорания, МПа
Глубина
проникновения
(вода), мм
Глубина
проникновения
(нефть), мм
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
62 94 126 158 190 221 253 285 317 349
49 74 100 125 150 175 200 226 251 277
Для породы песок – мел (карбонатная порода)
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
38 64 90 115 141 166 192 218 243 269
30 50 71 91 111 131 152 173 192 213
120
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]