Способ определения величины сгорающего топлива при внутрипластовом горении

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Цель - увеличение безопасности, упрощение экспериментальных работ и повышение точности определения количества сгорающего топлива при внутрипластовом горении. Заполняют теплоизолированную модель пласта неоднородной пористой средой с нефтеводонасыщенностью и температурой, соответствующими пластовым условиям. В модель закачивают газы горения с температурой, соответствующей температуре фронта горения, и прекращают закачку при прогреве противоположного конца модели до температуры, составляющей не менее 90% температуры закачиваемых газов горения. Концентрацию топлива определяют весовым способом по пробам, отбираемым у выходного конца модели. Для моделирования "влажного" горения вместе с газами горения закачивают водяной пар. При сверхвлажном горении величину сгорающего топлива пересчитывают по формуле с учетом параметров кинетики окисления. Результаты опытов не зависят от критериев подобия по скорости реакции нефти с кислородом. Использование газов горения повышает безопасность экспериментальных работ. 2 з.п. ф-лы.

ÄÄSUÄÄ 1588865 А 1

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5))5 Е 21 В 43!243

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А ВТОРСНОМ . СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4408443/31-03 (22) 11.01.88 (46) 30.08.90. Бюл. Ф 32 (71) Московский институт нефти и газа им. И.M. Губкина (72) М.Ю. Захаров, Е.И. Коробков, . И.Н. Стрижов и А.И. Татьянин (53) 622.276(088.8) (56) Амелин И.Д. Внутрипластавое горение. M.: Недра, 1980, с. 14-20. (54 ) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ

СГОРАЮЩЕГО ТОПЛИВА ПРИ ВНУТРИПЛАСТОВОМ ГОРЕНИИ (57 ) Изобретение относится к разра- . ботке нефтяных месторождений. Цель— увеличение безопасности, упрощение ° экспериментальных работ и повышение точности определения количества сгорающего топлива при внутрипластовом горении, Заполняют теплаизолированную модель пласта неоднородной пористой средой с нефтеводонасыщенносИзобретение относится к .определению параметров разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения и может быть использовано в нефтедобывающей промьппленности.

Целью изобретения является увеличение безопасности и упрощение экспериментальных работ при повышении точности определения величины сгорающего топлива при различных модифи-, кациях внутрипластового горения.

Способ реализуется следующим образом.

2 тью и температурой, соответствующими пластовым условиям. В модель закачивают газы горения с температурой, соответствующей температуре фронта горения, и прекращают закачку при прогреве противоположного конца модели до температуры, составляющей не менее 90% температуры закачиваемых газов горения. Концентрацию топлива определяют весовым способом па пробам, отбираемым у выходного конца модели. Для моделирования влажного и 1t горения вместе с газами горения закачивают водяной пар. При сверхвлажном горении величину сгорающего топлива пересчитывают по формуле с учетом параметров кинетики окисления, Результаты опытов не зависят от критериев подобия по скорости реакции нефти с кислородом. Использование газов горения повышает безопасность экспериментальных работ. 2 з.п. ф-лы.

Для определения концентрации топлива трубную модель пласта заполняют неоднородной пористой средой с

: учетом того типа микронеоднородности, который характерен для конкретного месторождения. До набивки кернадержателя размолотая порода смешивается с водой, количество которой должно обеспечивать соответствие остаточной водонасыщенности в модели реальному пласту. После этого лабораторная модель вакуумируется и заполняется нефтью. Заполненная нефтью модель пласта выдерживается в тече1588865 йие некоторого времени (1-30 сут)

Под давлением, благодаря чему дости "ается равномерная нефтенасьпценность

Ьористой среды. Затем модель нагре5 вают до пластовой температуры.

С целью определения концентрации топлива при сухом внутрипластовом. .Горении в заполненную флюидами теплоИзолированную модель пласта закачивают смесь азота и двуокиси углерода с температурой, характерной для фронта горения 673-973 К. Темп на нетания смеси газов и ее состав должны соответствовать по критериям подобия реальным промысловым услориям. Подобная технология проведения эксперимента обеспечивает реализацию в модели пласта процессов, подобных смешивающемуся вытеснению. Так как горячая смесь газов закачивается в холодную модель, то испарившиеся легкие фракции нефти и водяной пар будут конденсироваться в холодных частях .кернодержателя, постепенно перемещаясь к выходному концу модели. Появление оторочки легких фракций споссбствует эффективному вытеснению нефти из пористой среды, а результаты опыта не зависят от соблюдения критерия подобия по скорости реакции нефти с кислородом.

Перемещающаяся оторочка легких фракций в ходе опыта увеличивается в размерах, поскольку холодная модель постепенно прогревается закачиваемым горячим агентом, способствуя крекингу и пиролизу, а также испарению легких углеводородов в новых частях пористой среды. Эффективность вытеснения нефти будет возрастать по ме40 ре роста оторочки легких фракций, поэтому концентрацию топлива необходимо определить по количеству кокса в породе у выходного конца модели, где, учитывая небольшие размеры кернодержателя, условия вытеснения нефти ближе к реальным пластовым. Целесообразно отбирать пробы из интервала, не превышающего 30Х длины моде50

После прогрева всего кернодержателя до температуры, равной температуре испарения легких фракций, остаточная нефть будет подвергаться процессу коксования при котором

I концентрация остаточного топлива будет несколько уменьшаться только за счет крекинга и пиролиза нефти. Так как процесс коксования слабо влияет на концентрацию топлива, то нет необходимости прогревать всю модель до температуры фронта горения, а можно заканчивать опыт, прогрев выходной конец кернодержателя до температуры, составляющей 90-957. от температуры фронта горения °

Данная технология опытов совершенно безопасна в отличие от экспериментов, при которых в модель, содержащую нефть, закачивается газ с содержанием кислорода от 21 до 100%.

При осуществлении процесса внутрипластового горения в реальном неоднородном пласте, содержащем газонасыщенную нефть, механизм вытеснения нефти может существенно отличаться от того, который имеет место в экспериментах с дегазированной нефтью.

Повышение температуры пласта приводит к. росту давления насыщения нефти газом. Если давление насыщения становится больше, чем пластовое, то газ выделяется из нефти, обеспечивая равномерную газонасыщенность коллектора и, следовательно, его газопроницаемость во всем объеме.

Появление равномерной газонасыщенности в пласте способствует фильтрации газообразного окислителя в малопроницаемых зонах, в результате чего увеличивается коэффициент вытеснения нефти. Таким образом, при проведении экспериментов по определению концентрации топлива в пластах, которые содержат нефть со значительным количеством растворенного газа, необходимо испольэовать модели нефти, в которых растворен газ.

Наличие в нефти растворенного углеводородного газа снижает безопаснссть проведения экспериментов, Выделение из нефти этого газа и его последующее смешивание с воздухом в выходных линиях или сборниках жидкой продукции может привести к образованию взрывоопасных смесей, Поэтому для проведения лабораторных экспериментов можно использовать вместо углеводородных газов смеси негорючих газов, имеющих такую же растворимость, как и углеводородов. В качестве таких моделей попутного газа можно использовать, например, смесь азота и двуокиси углерода, С целью заполнения модели пласта нефтью, содержащей растворенный

1588865 газ, кернодержатель устанавливают вертикально, набивают его смесью молотой породы и воды, которая моделирует начальную водонасыщенность, !

Кернодержатель заполняют газом, сос5 тав которого такой же, как у газа, растворенного в нефти под давлением, равным давлению насыщения, Затем снизу в кернодержатель подается 10 нефть, содержащая растворенный газ, под давлением, равным давлению насыщения, а иэ верхней части заполняющий модель газ постепенно .стравливают, После вытеснения нефтью всего газа и насыщения модели нефтью закрывают вентиль на выходном конце модели, а давление в кернодержателе поднимают до величины, равной начальной пластовой. В таком состоянии керно- 20 держатель выдерживается в течение определенного промежутка времени (от нескольких дней до одного месяца) для полного насыщения пористой среды нефтью. При проектировании."влажного" 25 внутрипластового горения на механизм вытеснения нефти и образования топлива в пласте существенное влияние оказывает. наличие пароводяной эоны перед фронтом горения. Поэтому при прове- Зр денни лабораторных экспериментов с целью . определения концентрации топлива в пласте при влажном" внутрипластовом горении необходимо в модель пласта закачивать парогазовую смесь с содержанием воды, соответствующим запроектированному водовоздушному отношению.

В случае реализации "сверхвлажного" внутрипластового горения фронт 4О горения в пласте отсутствует, а температура в паровоздушной зоне ниже, чем температура "сухого" насыщенного пара при данном пластовом давлении.

В этом случае концентрация топлива 4 в лабораторных условиях определяется путем нагнетания в модель пласта смеси горячей воды и газов горения.. Темп нагнетания горячей воды должен соответствовать реальным промысловым 50 условиям, а водогазовое отношение должно быть равно запроектированному водовоздушному отношению. Температура закачиваемой воды задается равной . температуре тепловой .оторочки при сверхвлажном" горении. Эту температуру определяют по формуле

Т р=273+190 \/Р р 1 где Т вЂ” равновесная температура гепP ловой оторочки, К;

Р— пластовое давление, ИПа.

Эксперименты продолжаются до тех пор, пока из модели не прекращается выход нефти. Пб остаточной нефтенасыщенности. пористой среды у выходного конца модели судят об исходной концентрации топлива при "сверхвлажном внутрипластовом горении, Поскольку при сверхвлажном" внутрипластовом горении образовавшееся остаточное топливо может сгорать частично, масса сгорающего топлива зависит от параметров процесса окисления, поэтому после вытеснения нефти из кернодержателя с использованием описанной технологии переходят к определению параметров диффузионно-кинетического режима окисления нефтей. Для этого кернодержатель, содержащий обводненную неоднородную пористую среду с остаточной нефтенасыщенностью, помещается в термошкаф, нагревается до заданной температуры и продувается. кислородсодержащим газом. В ходе проведения опыта замеряют темп выхода газов горения и их состав, температуру и давление в кернодержателе, а также количество.ле)— ких фракций нефти, которые выносятся газами горения. Скорость реакци . вычисляют по формуле вк Вик

Ц где W — - скорость реакции нефти с кислородом, кг/кг, с; темп выхода газов горения из модели, нм /с;

Ск и

С „ — концентрация кислорода в газе

S il X соответственно .на входе и выходе из модели, доля едиЯХ ницы; .

С "" — концентрация азота в газе

0( соответственно на входе ивы- ходе модели, доля единицы;

М„ — масса нефти в модели, кг; степень окисленности нефти в модели, доля единицы.

Проводя эксперименты при различных температурах, определяют постояннук Аррениуса (А } и энергию активации (Е) 1588865 (3) 5 энергия активации, Дж/моль; галовая постоянная, Дж/моль К; число замеров скорости реак- 1 ции при различных температурах; скорость реакции нефти с кис-, лородом в i-м опыте, кг/кг,с; температура кернодержателя в i-м опыте, К; где Е

Т, Ni P Nl 1

„{ы „)- g (—,) — n 1n(P )

N) к

1 20 (4) А ехр

0 где А — коэффициент Аррениуса, кг/кг {KIa) с, P — парциальное давление кисло)4 рода, МПа;

n — показатель, учитывающий влияние парциального давления кислорода на скорость реакции.

Так как эксперименты проводятся при высоких температурах,то можно принимать в расчетах n=0,8 ° Проводя эксперименты при различной степени

"окисленности нефти, определяют параметр Я, учитывающий влияние степени окисленности на скорость реакции:

ЗО

- М.2 -) 0(т

Е

;11 .1

1 1

) - (1пЫ,. 40 — (у* (6,) ) (5) где 2., — степень окисленности нефти

l. в 1-и опыте, доля единицы;

N. — число замеров скорости ре4 акции при различных степенях окисленности нефти.

Количество сгорающего топлива при сверхвлажном Внутрипластовом горении рассчитывают по формуле тЯт/ 1+ Е (0206 060002697 (Sz 3285)+

+0,0000133 .(-6 в -280)+,0083 (ф — -9)—

-7 Е

-7,317 10 (q А . ехр(- )-5 86"

0 RT

«10 )-6,726 -10 (Я -325) +0,000404 к

7((p — -9) +8,073 10 (q А ехр(- — )Са Е

С, RT

-8,86 10 ) +4,724.10 (+ -280) ° к(р — -9)-4,286 10 (-7 в -280)(q А (Св -Я Ф С

С„ Ь

r exp(" )-6,86 10"))}, (6)

КТО где Š— количество сгорающего топлит ва в единице объема пласта, г/M 3 ° ,7} — коэффициент теплопроводнос" ти окружающих1 пласт пород, Дж/м с К, — плотность окружающих пласт пород, кг/мз;

С вЂ” удельная теплоемкость окружающих пласт пород, Дж/кг"К;

h — - толщина пласта, м; р — водовоздушное отношение, кг воды/KI воздуха;

С вЂ” объемная удельная теплоемЬ

3 кость ВОды« Д(74/M К

С „ — объемная удельная теплоем1 кость пласта, Дж/м ° К; тепловой эффект реакции окисления топлива, Дж/кг;

S — концентрация остаточного

3 топлива в пласте, кг/м

Пример 1. При проектировании осуществления процесса внутрипластового горения на залежи нефти, содержащей незначительное количество растворенного газа и насыщающей однородный коллектор, для определения концентрации топлива использовалась трубная модель пласта,.заполненная кварцевым песком. Модель вакуумировалась и заполнялась пластовой во-! дой. Затем в кернодержатель закачивали нефть до прекращения выхода воды из модели. После заполнения модели нефтью она выдерживалась под давлением, равным начальному пластовому (3 МПа) в течение месяца. Затем в теплоизолированную холодную . модель закачивали смесь азота (83%) и двуокиси углерода (17%) при температуре 773 К. Во время эксперимента давление в модели поддерживалось равным 3"MIIa. Темп нагнетания в модель газа задавался исходя иэ критериев подобия при вытеснении нефти газами. Процесс . вытеснения и коксования нефти вели до прогрева выходного конца модели до температуры 700 К.

Взяв пробу породы у выходного конца

1588865

10 модели, в е с о вым с по со бом о пр е дел или, что концентрация топлива равна

30 кг/м

Пример 2. При проектировании осуществления "сухого" ннутрипласто» ного горения на начальной стадии разработки одного элемента пласта для определения концентрации топлива использовалась труб. я модель пласта, заполненная смесьн. кварцевого песка, маршаллита и воды. Моделировалась неоднородность блочного типа. В установленный вертикально кернодержатель, заполненный углеводородным газом (95%. метана, 3% бутана и 1% пропана) под давлением 8,0 MIa, нефть, содержащая растворенный газ укаэанного состава, закачивалась под давлением

8,0 МПа. После заполнения модели нефтью она выдерживалась под давлением

10 МПа в течение месяца ° Затем н теплоизолированную холодную модель закачивали смесь азота (83%) и двуокиси углерода (17%) при температуре

773 К. Во время эксперимента давление в модели поддерживалось равным

10,0 МПа. Темп нагнетания н модель газа задавался исходя иэ критериев подобия при вытеснении нефти газами. Процесс вытеснения и коксования нефти вели до прогрева выходного конца модели до температуры 700 К.

Взяв пробы породы у ныходного конца модели, весовым способом опредслили, 35 что Концентрация топлива равна

25 кг/м

Пример 3. С целью определения

ll ?l концентрации топлива при влажном 4 внутрипластовом горении на месторождении модель пласта подготавливалась по вышеописанной технологии, но для повышейия безопасности опытов закачиваемая в модель нефть насыщалась не углеводородными газами, а специальной смесью (10% азота, 50% метана и 40% двуокиси углерода). Из подготовленной таким образом модели нефть вытесняг лась путем закачки н кернодержатель парогазовой смеси с температурой

773 К. Содержание воды н парог ?зоной смеси составляло 0,0015 м /нм газов з горения. Расход паро газ а устанавли-. вался в соответствии с критериями по55 добия. Опыт прекратили, когда температура на выходном конце модели достигла 700 К. Взяв пробы закоксованной породы у выходного конца модели, весоным способом определили, что кон3 центрация топлива равна 2! кг/м

Пример 4, Для определения ко.-. личества сгорающего топлива при снерхвлажном ннутрипластоном горении в подготовленную вышеописанным способом модель пласта закачинали смесь горячей воды, азота и двуокиси углерода. Водогаэоное отношение соответствовало запроектированному отношению, т.е. р =34 кг/кг, Темп нагнетания агентов в модель задавался исходя из критериев подобия процесса вытеснения нефти теплонос??теля. и.

Температура закачинаемой воды н соответствии с формулой (1) была ранна

537 К. Эксперимент был закончен после прекращения выхода нефти .?э моде-. ли пласта. Взяв пробы нефтенасыщенной породы у выходного конца модели, определили, что концентрация остато-.? ного топлива составила 25 кг/м

Эксперименты по определению кинетических констант нефти проводиУ лись на этой же установке при различных температурах, степенях окисленности нефти и парциальном давлении кислорода. Температура менялась н диапазоне от 373 П до 537 К, степень окисленности от 0 до 0,6. По результатам эксперимента было определено, что Е=69109 Дж/моль; Е =10;

А„=8,05 -10 кг/кг (МПа) "- с.

Таким образом, для расчета перемещения зоны горения остаточного топлива имеем следующие исходные данные: S =25 кг/м ; А =8 05

«1О кг/кг (МПА) с; Е=69109 Дж/моль!

Р?,=10 МПа; Я=10; / =4 кг воды/кг возд., . q.=3,7 10 Дж/кг; Я =2,32 Дж/м с К; =2500 кг/м ; С=1046 Дж/кг К; С =

=4,187 10 Дж/м ° К С =3,!.10 Дж/м К;

h =10 м.

Подставив значения соответствующих переменных в формулу (6), получим 2 =15 2 кг/м т

Таким образом, данный способ o??ределения величины сгорающего топлива проще и безопасней при реализации. формула изобретения

1. Способ определения неличины сгорающего топлива при ннутрипластовом горении, включающий заполнение теплоизалированной модели пласта пористой средой, насыщение ее нефтью, 1588865

25

Zò,=Sò/ 1+ с ((0,06-0,00

+0,0000133 (- -280)+О

02697 ° (S -32,5)+

Св ,0083(p - —, -9)-7,3!7»

Сп

«10 (q.Aî exp(— )-5„86 ° 10 )-6,726 10 (Б -32,5 )+0,000404 о х (P — -9) +8,073 10 (q-А ехр(- — )-5,86 10 )+4,724" 10 (— - -280) х и Р х(р — -9)-4,286 10 (— -280) с1-А ехр(- RT )-5,86 ° 10 )

С„ h о где Е

r водой и газом в соответствии с плас" товыми условиями, нагрев модели до пластовой температуры, закачку флюидов в модель через входной конец мо5 дели, отбор флюидов через выходной конец модели и создание в модели температуры фронта горения, о т л и— ч, а ю шийся тем, что, с целью увеличения безопасности и упрощения lp экспериментальных работ при повышении точности определения величины сгорающего топлива, в качестве флюидов закачивают с температурой фронта горения газы горения, а по достижении !5 на выходном конце модели температуры, составляющей не менее 90Å от температуры фронта горения, закачку газов горения прекращают и определяют величину сгорающего топлива 20 по пробам породы из модели, причем последнюю пробу отбирают на расстоянии не более 30% длины модели от выходного конца модели.

2. Способпоп. 1, отлич аюшийся тем, что,с целью моделирования влажного горения, в качест\ ь величина сгорающего топлива в единице объема пласта, г/ 3. концентрация остаточного 45 топлива в пласте, кг/м коэффициент, учитывающий влияние степени окисленности нефти на скорость реакции; 50 коэффициент теплопроводнос— ти окружающих пласт пород, Дж/ м-с К; плотность окружающих пласт пород, кг/м удельная теплоемкость окруве ааьюииса аакачивавт смесь гаасв ro рения, в качестве флюидов закачивают смесь газов горения и водяного пара.

3, Способ по пп. 1 и 2, о тлич ающий с я тем, что, с целью определения величины сгорающего топлива при сверхвлажном горении, в качестве флюидов закачивают смесь га" зов горения и горячей воды с температурой тепловой оторочки, определяе" мой по формуле:

Т р = 273+190 Б о где Т вЂ” равновесная температура тепР ловой оторочки при сверхвлажном горении, К;

P — среднее пластовое давление, О

ИПа; а после отбора проб и определения концентрации остаточногQ,òîïëèâà мс— дель пласта нагревают до температуры не выше равновесной температуры тепловой оторочки, закачивают в нее кислородсодержащий газ, определяют параметры процесса окисления, а величину сгорающего топлива определяют по формуле жающих пласт пород, Дж/кг К;

Ь вЂ” толщина пласта, м; — водовоздушное отношение, кг воды/кг воздуха;

Св — объемная теплоемкость воды, Дж/м .К;

С вЂ” объемная теплоемкость пласи та, Дж/м К; тепловой эффект реакции окисления топлива, Дж/кг;

А — константа Аррениуса, кг/кг .(ИПа)" ° с, Š— энергия активации, Дж/моль К,