Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Обзор предшествующих исследований. Обоснование темы диссертационной работы . 8
1.1. Применение СО2 в технологиях повышения нефтеотдачи пластов 8
1.2. Захоронение СО2 в истощенные месторождения нефти и газа 30
1.3. Роль диоксида углерода в генезисе нефти и газа 34
1.4. Обоснование тематики диссертационной работы 38
Глава II. Динамические эксперименты применительно к закачке в пласткарбонизированной воды 42
2.1. Авторская лабораторная установка 43
2.2. Методика экспериментов 45
2.3. Компонентный состав продуктов реакции 51
2.4. Влияние времени экспериментирования 54
2.5. Влияние давления и скорости прокачки карбонизированной воды 58
2.6. Влияние давления СО2 на содержание Н2 в газовой фазе 62
Глава III. Стационарные эксперименты с карбонизированной водой
3.1. Авторская лабораторная установка 66
3.2. Методика и результаты экспериментов 67
3.3. Влияние типа жидкостного флюида 69
3.4. Железо в качестве рабочего агента 71
3.5. Сертифицированная лабораторная установка 75
3.6. Сравнительные эксперименты на сертифицированной установке 77
3.7. Эксперименты при повышенных термобарических условиях 82
3.8. Экспериментальное измерение объема разлагающейся карбонизированной воды 86
3.9. Стационарные эксперименты на образцах сланцевых пород 90
Глава IV. STRONG Технология разработки месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми
коллекторами STRONG 101
4.1. Некоторые особенности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами 101
4.2. Технология разработки месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми коллекторами 109
Заключение
Список литературы
Соотношение используемых единиц измерений с системой СИ
- Захоронение СО2 в истощенные месторождения нефти и газа
- Компонентный состав продуктов реакции
- Влияние типа жидкостного флюида
- Технология разработки месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми коллекторами
Введение к работе
Актуальность тематики исследований
В последние годы диоксид углерода (СО2) упоминается в возрастающем количестве публикаций. Так, одна из технологий увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) основывается на закачке в пласт карбонизированной воды (воды с растворенным СО2) в разных модификациях. В ряде стран, вследствие экологических проблем, реализуются опытно-промышленные исследования по захоронению СО2 в истощенные месторождения газа и нефти. Развиваемая в ИПНГ РАН биосферная концепция образования нефти и газа также базируется на идее фильтрации в недрах Земли метеогенных (карбонизированных) вод. Поэтому актуальной представляется проблема экспериментального изучения физико-химических явлений применительно к перечисленным научно-техническим, прикладным технологиям и процессам при участии в них СО2. Так как в предшествующих исследованиях предполагаемые сопутствующие физико-химические процессы при фильтрации СО2 или не исследовались, или рассматривались в недостаточном объеме.
Цель работы
Провести лабораторные исследования предполагаемых физико-химических процессов в недрах Земли при наличии или отсутствии фильтрации карбонизированной воды в присутствии природных катализаторов применительно к разработке месторождений нефти и газа, созданию подземных хранилищ газа, а также генезису природных углеводородов.
Основные задачи исследований
-
Сконструировать, создать и отладить специализированную лабораторную установку для изучения физико-химических процессов в пласте в присутствии карбонизированной воды в динамическом и стационарном (статическом) режимах.
-
Исследовать количественные и качественные особенности физико-химических явлений при распаде карбонизированной воды в фильтрационных и обменных процессах в пласте.
-
Подтвердить достоверность результатов исследований в стационарном режиме на сертифицированной каталитической лабораторной установке.
-
Экспериментально измерить темп разложения и количество разлагающейся карбонизированной воды в стационарном режиме.
-
На основе компьютерного моделирования оценить перспективы использования СО2 при разработке залежей нефти в низкопроницаемых пластах.
Научная новизна выполненных исследований
Впервые доказана реалистичность разложения карбонизированной воды в породах осадочного чехла земной коры при низких термобарических условиях и без сторонних механических, сейсмических или иных воздействий в условиях динамического, а также стационарного режима, сопровождающаяся образованием водорода и углеводородов.
Впервые исследовано влияние на количество образующихся водорода и газообразных углеводородов различных факторов - давления, времени, температуры, солености, степени насыщенности СО2 воды, типа модели пористой
среды, скорости фильтрации.
Проведенные эксперименты впервые позволили рассчитать динамику и количество разлагающейся воды применительно к физико-химическим процессам при взаимодействии модели пористой среды с карбонизированной водой в стационарном режиме.
Компьютерными расчетами обоснована целесообразность поддержания пластового давления в низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторах путем закачки в пласт СО2, что может сопровождаться привнесением в добываемые углеводороды синтезируемых гомологов метана, а также водорода.
Практическая значимость выполненных исследований
Результаты экспериментальных исследований могут повысить эффективность проектов по захоронению диоксида углерода в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, вследствие возможности получения гомологов метана и водорода в качестве побочных продуктов.
Установлен ранее неизвестный фактор в технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе закачки в них карбонизированной воды, связанный с дополнительным образованием УВ и водорода при разрушении воды.
Компьютерные расчеты указывают на целесообразность поддержания пластового давления в низкопроницаемых нефтеносных коллекторах на основе закачки СО2 в разных модификациях.
Экспериментально подтверждена реальность низкотемпературной реакции поликонденсационного синтеза УВ с участием Н2О и СО2.
Защищаемые положения
Выявление сопутствующих закачке СО2 и карбонизированной воды в пласт в целях повышения нефтеотдачи, захоронения СО2 в истощенных месторождениях нефти и газа физико-химических процессов с дополнительным образованием УВ и водорода при разложении воды.
Результаты исследований влияния различных факторов (температуры, давления, скорости фильтрации и др.) на количество образующегося водорода и гомологов метана применительно к разработке месторождений нефти на основе закачки карбонизированной воды, захоронению СО2 в истощенных месторождениях нефти и газа, а также фильтрации метеогенных вод в недрах Земли.
Технология разработки месторождений нефти в низкопроницаемых пластах с поддержанием пластового давления на основе закачки СО2 в различных модификациях.
Степень авторства соискателя
Внесение изменений в конструкцию лабораторной установки и методику исследований применительно к динамическим экспериментам.
Участие в разработке и отладке лабораторной установки и методики исследований с карбонизированной водой в стационарном режиме.
Исследование влияния различных факторов на изучаемые физико-химические процессы в динамических и стационарных режимах с и без участия СО2.
Выполнение контрольных экспериментов на сертифицированной лабораторной установке в стационарном режиме.
Обработка и анализ результатов экспериментов.
Соавторство в обосновании технологии разработки месторождений нефти с низкопроницаемыми коллекторами на уровне патентной новизны.
Степень достоверности результатов исследований
Выполненные исследования опираются на:
1) опыт и результаты теоретических и экспериментальных работ с участием СО2 в качестве рабочего агента; 2) публикации в области физики пласта, теории и практики разработки месторождений нефти с использованием технологий закачки в пласт СО2 и карбонизированной водой, захоронения СО2 в истощенных месторождениях нефти; 3) проводящиеся в ИПНГ РАН исследования по разработке биосферной концепции нефтегазообразования.
В основу авторских выводов и рекомендаций легли проведенные многочисленные экспериментальные исследования по тематике диссертации.
Соответствие тематики диссертации паспорту специальности
В своих исследованиях автор выполнял лабораторные эксперименты в рамках физики нефтегазоносных пластов. Область исследований включает также компьютерное моделирование процесса поддержания пластового давления в низкопроницаемых нефтеносных коллекторах на основе закачки СО2 в качестве рабочего агента.
Диссертационное исследование соответствует пункту 2 - «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде …» и пункту 5 - «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования…» паспорта специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Следовательно, тематика диссертации полностью соответствует профилю специальности.
Апробация результатов исследований
Результаты работы докладывались на семинарах в ИПНГ РАН, а также на 3-х представительных научных конференциях.
Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (ВНИИнефть, 2013 г),
Международном симпозиуме «Передовые технологии разработки, повышения нефтегазоотдачи месторождений и исследования скважин» (РАНХиГС при Президенте РФ, 2013 г).
Всероссийском ежегодном семинаре по экспериментальной минералогии, петрологии и геохимии (ГЕОХИ РАН, 2015)
Публикации
Основные положения работы изложены в 5-ти статьях, 3 из которых входят в список ВАК. Отдельные результаты исследований послужили основой для 2-х патентов на изобретения.
Структура работы
Захоронение СО2 в истощенные месторождения нефти и газа
С каждым годом все больше возрастает доля трудноизвлекаемых запасов, быстрыми темпами вырабатывается активная часть запасов легкой нефти. При этом запасы, например, высоковязких нефтей на порядок больше обычных [42]. Вследствие роста доли трудноизвлекаемых запасов возникает необходимость повышения эффективности их извлечения, совершенствования технологий их добычи. Тем более, что коэффициент извлечения нефти (КИН) традиционными методами на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами редко превышает 30%, а на месторождениях высоковязких нефтей он еще меньше [21].
Практика свидетельствует, что эффективность применения методов вытеснения и добычи остаточной нефти при нагнетании в пласт углекислого газа в последние десятилетия находит все большее признание в различных странах и отраслях нефтегазовой науки. США располагают довольно значительными природными и техногенными запасами углекислого газа. К тому же здесь нефтяникам пытаются создавать благоприятные условия для масштабного применения этого агента в разных модификациях. Поэтому доступность и возможность применения диоксида углерода служит главным стимулом для разработок и исследований по совершенствованию технологий его использования в нефтяной отрасли промышленности. В значительной степени этим обусловлено то обстоятельство, что около половины всех реализованных проектов увеличения нефтеотдачи пластов с помощью диоксида углерода имело место в штатах Техас и Нью-Мехико (США), расположенных недалеко от его крупнейших естественных и других источников [21].
Поэтому опыт США и других стран важен для России и соответственно целесообразен краткий обзор предшествующих работ, включающих лабораторные, теоретические и опытно-промышленные исследования по вытеснению нефти углекислым газом при различных вариантах реализации данного процесса. Известно, что от них зависит степень оптимальности применения рассматриваемой технологии для различных коллекторских и геологических условий продуктивных пластов. При этом важны особенности разработки низкопроницаемых коллекторов, интерес к которым в последние годы заметно усилился.
Одной из первых теоретических работ в данном направлении следует упомянуть предложение С.И. Пирсона в 1941 г. закачивать углекислый газ под большим давлением в истощенные нефтяные залежи [87]. На основе данного агента им предполагалось испарять часть оставшейся в пласте нефти в газовую фазу и затем вместе с углекислым газом добывать газообразные углеводороды. Предположения С.И. Пирсона того времени базировались только на материалах теоретических исследований и не были подкреплены экспериментальными данными. Поэтому данная работа вызвала сомнения у научного сообщества и не получила признания.
В период с конца сороковых – начала пятидесятых годов прошлого века в США проводится значительное число лабораторных и полупромышленных экспериментов по вытеснению нефти из пористых сред с применением СО2 в различных модификациях на насыпных пористых средах, а позже и на керновом материале (песчаники и доломиты) реальных месторождений [6]. Последующая сравнительная эффективность различных методов и технологий вытеснения нефти с применением углекислого газа, а также изучение механизма и протекающих при этом процессов базировалась на результатах подобных лабораторных экспериментов.
Эксперименты по вытеснению нефти проводились на моделях пластов различных размеров и при различных скоростях вытеснения. Исследовалось влияние давления, температуры, нефте-, газо- и водонасыщенности пористой среды, концентрации углекислого газа в воде на процесс вытеснения нефти, а также на конечную нефтеотдачу (КИН). Таким образом, авторам удавалось смоделировать происходящие процессы в ещё не вступивших в разработку или частично разрабатываемых залежах.
Значимые лабораторные и теоретические работы связаны в этот период с именами таких ученых как М.А. Гейман, Дж. В. Мартин, Л.П. Вортон, В.Р. Джонсон и др. В 1947 г. М.А. Гейманом для повышения нефтеотдачи было предложено нагнетать в пласт смесь углекислоты и азота. В свою очередь Л.П. Вортон и другие получили патент на промышленное применение углекислого газа для вытеснения нефти. В 1952 г. В.Р. Джонсон опубликовал результаты лабораторных экспериментов, которые были посвящены обоснованию технологии вытеснения нефти диоксидом углерода. Им была предпринята попытка определить наиболее значимые параметры, играющие ведущую роль в увеличении нефтеотдачи [8].
Среди последующих экспериментально-теоретических исследований можно выделить работы П.Д. Торрея [95] в и Дж.В. Мартина [78] в 1956–1959 годах. На основе своих исследований авторы предлагали применять смесь углекислого и углеводородного газов для вытеснения нефти. Идея метода основывалась на факте гораздо большей растворимости углекислого газа в смесях природных углеводородов по сравнению с пластовой водой. Данный подход позволял экономить большое количество воды при её закачке, а увеличение объема добываемых углеводородов происходило значительно раньше по сравнению с растворением закачиваемого чистого углекислого газа в воде.
Заслуживает внимания совместная публикация Менсая и Нильсона [79] по результатам лабораторных и теоретических исследований процесса испарения нефти. Главной целью данной работы служило изучение возможности практического применения закачки диоксида углерода в нефтяные пласты и обоснование способа нагнетания СО2 в нефтяные пласты на практике. Согласно проведенным исследованиям, авторы обнаружили, что при повторном замещении паровой фазы на CО2, значительная часть нефти переходит в паровую фазу.
Как следствием положительных результатов экспериментов на насыпных пористых средах в лабораторных условиях стало стимулирование проведения масштабных исследований на керновом материале различных нефтяных месторождениях.
Одним из первых опубликованных сообщений о применении диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи пластов можно считать публикацию Рассела в 1932 г. с изложением результатов лабораторных исследований на образцах керна нефтесодержащего песчаника пенсильванского месторождения Мидконтинент [8]. Эти эксперименты показали, что при использовании насыщенной углекислым газом воды можно достичь большей нефтеотдачи по сравнению с закачкой чистого диоксида углерода.
П.Д. Торрей, изучая в лабораторных экспериментах применительно к месторождению Брэдтод процесс вытеснения нефти карбонизированной водой при максимальном давлении 30 ат, показал, что при использовании карбонизированной воды можно достичь гораздо большей нефтеотдачи, чем вытеснением обычной водой. Промышленный эксперимент, рекомендованный к проведению П.Д. Торрем, однако, не состоялся по причине предполагаемой коррозии [95].
Серии экспериментов, проведенных Кларком и др. (1964г.), позволили установить эффективность применения углекислого газа для разработки залежей с тяжелыми нефтями за счет уменьшения её вязкости [8]. В качестве источника СО2 Кларк и др. применяли выхлопные газы внутреннего сгорания, прошедшие соответствующие операции очистки и сжатия. За счет растворения диоксида углерода и остальных компонентов смеси в нефти при повышении пластового давления удавалось извлекать дополнительные объемы нефти пониженной вязкости.
Масштабные экспериментальные исследования Холма, Джонсона, Брестона и Макфарлейна [71, 56, 74] по вытеснению бредфордской и западно-техасской нефти показали, что для нефтей малой и средней вязкости лучший результат дает вытеснение нефти углекислым газом или оторочкой жидкого СО2, проталкиваемого карбонизированной водой. Закачка же жидкого диоксида углерода после карбонизированной воды приводит к дополнительному вытеснению некоторого количества нефти. Данные результаты были получены в исследованиях на песчаниках и доломитах. Опыты с радиальными кернами и низкой начальной нефтенасыщенностью показали на целесообразность вытеснения нефти повышенными объемами карбонизированной воды.
Полученные в ходе проведения опытов закономерности раскрывают некоторые особенности процесса вытеснения нефти из пористой среды СО2 в различных модификациях. Однако приведенные количественные данные применимы на тех месторождениях, которым соответствовали условия проведения лабораторных экспериментов, а значит, каждое конкретное месторождение требует своих соответствующих исследований. К тому же эффективность применения углекислого газа в различных модификациях зависит также и от вязкости вытесняемой нефти.
В CCCP исследования в области скважинных и горных технологий активно велись в институтах Академии Наук CCCP, академий наук союзных республик, в Межотраслевом научно-техническом комплексе "Нефтеотдача" (с головным институтом ВНИИнефть), в научно-производственном объединении "Союзгазтехнология", в институтах и научно-производственных объединениях отраслевых горнодобывающих министерств, а также в нефтяных и горных вузах (МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, Уфимский и Грозненский нефтяные институты, Ивано-Франковский институт нефти и газа, Ленинградский и Московский горные институты и др.).
После всесоюзного съезда ВНИТО нефтяников в 1933г., который определил перспективные направления развития технологий нефтедобычи, на первый план вышли работы по подземной газогидродинамике [19]. Они создали теоретической фундамент для обоснования методов рациональной разработки нефтяных месторождений, искусственного воздействия на продуктивные пласты.
Компонентный состав продуктов реакции
По исследованиям изменения растворимости углекислого газа в воде Додса и Балинта [68], при постоянной температуре растворимость углекислого газа с повышением давления увеличивается, а при постоянном давлении изменяется в зависимости от температуры. Так при низких давлениях с возрастанием температур от 20 до 120С растворимость СО2 монотонно уменьшается. При растворении углекислый газ вступает и в химическую реакцию с водой. В результате двуокись углерода присутствует в воде, как в ионной форме, так и в растворенном состоянии.
После насыщения карбонизированная вода из смесительного баллона (3), путем открытия нижнего регулировочного вентиля (8), непрерывно с некоторой постоянной скоростью поступала в реакционную колонку – реактор (4), заполненный моделью пористой среды. К сожалению, академический институт не имеет доступа к кернам, которые являются собственностью нефтегазовых компаний. Поэтому в большинстве экспериментов реакционная колонка (4) заполнялась измельченной железной стружкой марки СТ.3 в количестве 250 – 400 гр., имитировавшей модель пористой среды. Реакторный наполнитель Сталь 3 содержал железо – более 98%; углерода – 0,14-0,22%; кремния – 0,05-0,17%; марганца – 0,4-0,65%; никеля, меди, хрома – до 0,3% ; мышьяка – до 0,08%; серы и фосфора – до 0,05 и 0,04% соответственно. Выбор, в частности, железа в качестве наполнителя реактора объясняется следующими соображениями.
Во-первых, известный синтез Фишера-Тропша обычно реализовывали на железосодержащих катализаторах [38, 34]. Во-вторых, железо, включая различные его соединения, часто встречается во многих горных породах. Согласно общим представлениям о вещественном составе глубинных слоев Земли и данным анализов химического состава изверженных пород, около половины их массы составляет диоксид кремния SiО2, остальное – это, главным образом, оксиды металлов (на малом объеме – оксиды железа FeO, Fe3О4 и Fe2О3) [57]. В-третьих, согласно представлениям В.И. Молчанова [41], необходимым условием синтеза углеводородов является создание восстановительной ситуации, при которой вода оказывается способной генерировать активный водород (атомарный или гидридный). Тот же результат, как известно, достигается при взаимодействии Н2О с железом. Реагируя с водой, дисперсное железо и его окислы могут генерировать водород, вытесняя его из воды, даже при комнатной температуре и атмосферном давлении, согласно расположению в электрохимическом ряду активности металлов.
Соединения железа, содержащиеся в ряде случаев в малых количествах, являются в основном носителями каталитических свойств различных природных минералов, осадочных и вулканических пород. Различные ингредиенты породы способны выполнять роль структурных или химических промоторов, влияющих на свойства катализаторов и состав образующихся продуктов реакции [38].
Вполне естественно, что железистые соединения в течение многих лет взаимодействуют с карбонизированной водой при закачке её в пласт с целью увеличения КИН. При фильтрации метеогенных вод, в рамках биосферной концепции [12], железистые соединения участвуют в возможных реакциях в течение миллионов лет. Столь длительные природные сроки невозможно учитывать при моделировании в лабораторных условиях. Тогда как использование железной стружки заметно сокращает время проведения лабораторных экспериментов. То есть, наряду с фактором вынужденности и доступности материалов, использование железной стружки диктовалось фактором целесообразности.
В дальнейшем изложении железную стружку будем называть катализатором. Хотя некоторые коллеги с этим не соглашались, так как она проявляла себя и в качестве рабочего агента. В оправдание отметим, что железосодержащие соединения в реакции Фишера-Тропша рассматривались в качестве катализаторов, несмотря на то, что являлись и рабочими агентами.
В некоторых сериях экспериментов, особенно в рамках стационарных опытов, в качестве наполнителя реактора использовалась размельченная природная сланцевая порода, которая позволяла воссоздавать фильтрационные процессы на реальной горной породе.
Реакционная колонка (4) представляла собой полипропиленовую или металлопластиковую трубу со следующим размерными модификациями: высотой 1 м при внутреннем диаметре 19 мм и высотой 0,5 м при внутреннем диаметре 32 мм. Выбор данных труб объясняется надежностью материалов в обеспечении искомых термобарических условий, удобством соединений, доступностью данной продукции и отсутствием серьезного влияния на реакционные процессы из-за свойств материалов. Полое пространство в реакторе до начала эксперимента заполняли моделью пористой среды. Реактор (4) был оснащен регулировочными вентилями (8), с помощью которых происходила герметизация/разгерметизация реактора и задавалась скорость прокачки карбонизированной воды, Для замера текущего давления в реакторе использован общетехнический манометр (9) с трубчатой пружиной, имеющий диапазон измерения давления до 25 ат.
Пропускаемая через реакционную колонку (4) карбонизированная вода далее вместе с образовавшимися продуктами реакции поступала в сепаратор (5), который представлял собой стеклянную проградуированную бутыль Вульфа объемом 10 л. Сепаратор (5) служил для разделения поступающего из реактора двухфазного потока на газообразные продукты и карбонизированную воду. Эта операция выполнялась с целью дальнейшего анализа на хроматографе (7) полученной в результате фильтрационных и реакционных процессов газовой фазы.
После отделения в сепараторе (5) жидкой фазы от газообразной последняя чаще всего направлялась на дополнительную очистку от непрореагировавшего СО2 в емкость (6) со слабым раствором щелочи (стеклянная бутыль Вульфа объемом 10 л). После барботирования через слабый раствор щелочи очищенные газообразные продукты реакции подавались на хроматограф-газоанализатор (7) «Хромопласт-001», предназначенный для непрерывного автоматического измерения объёмных долей водорода, метана, этана, пропана, изобутана, бутана, изопентана и пентана в газовом потоке.
Прибор характеризовался возможностью определения отношений объёмной доли каждого из идентифицируемых углеводородных компонентов к сумме объёмных долей всех определяемых углеводородных компонентов в анализируемом газе. Хроматограф не приспособлен к определению объёмных долей кислорода и азота, так как в качестве газа-носителя в нем использовался воздух, а также углекислого газа в анализируемом газовом потоке. Поэтому, для более полного анализа исследуемый газ отбирался в пробоотборный пакет для последующей контрольной проверки в сторонней организации. Контрольные поверочные анализы проводились на специализированном лабораторном оборудовании («Хроматэк -Кристалл 5000.2») в Институте химической физики им. Н.Н. Семенова РАН.
На хроматографе «Хромопласт-001» контроль состава поступающего из реактора газа осуществляли также и в случае без предварительной очистки его слабым раствором щелочи. Тогда звено (6) не участвовало в эксперименте.
Для продувки подводящих труб и трубок (10), реакционной колонки (4), смесителя (3), емкостей (5) и (6), а также процедур проверки герметичности системы довольно часто использовался баллон с аргоном (2).
Проблема герметичности установки по водороду была осознана не сразу. Она возникала при нарушении прочности стыковок резьбовых соединений различных соединительных муфт, гаек, регулировочных вентилей в процессе эксплуатации установки. Негерметичность также являлась следствием корродирующего воздействия жидкой среды из реакторной колонки (которая представляла собой, по сути, слабый раствор угольной кислоты) на соединительные узлы, стальной материал движущихся частей регулировочных вентилей (8). Проблема решалась частой заменой регулировочных вентилей и других корродирующихся деталей после обнаружения неисправностей.
Нередко незаметные нарушения герметичности некоторых деталей оборудования, визуально сложно регистрируемые, вносили большую погрешность в исследуемые параметры, что выражалось в получении нереальных результатов экспериментов. Поэтому результаты немалого числа экспериментов были отбракованы, а сами эксперименты приходилось повторять заново.
Конечным вариантом процедуры проверки герметичности был следующий. Для этих целей пришлось остановиться на аргоне, наиболее близком к водороду газе. До начала каждого эксперимента через всю установку пропускался аргон из баллона в течение 10 минут. Затем вентили (8) на реакторе при давлении 10-15 ат перекрывались. Под избыточным давлением осушенный реактор должен был находиться порядка 15 - 20ч. Если в течение этого временного промежутка давление в реакторе не изменялось, то признавалась возможность перехода к экспериментам.
Конечный вариант динамического эксперимента обычно выполнялся в следующей последовательности технических операций. При температуре окружающего воздуха (20 - 25С) и избыточном давлении, созданном в смесителе (3) при приготовлении карбонизированной воды (обычно 10-15 ат), газожидкостная смесь в течение 5 - 7 ч непрерывно прокачивалась с заданной скоростью через заполненную железной стружкой реакторную колонку под действием перепада давления (не более 1 ат), регулируемого открытием регулировочных вентилей (8). Далее двухфазный поток сепарировался от газообразной фазы в бутыли Вульфа (5), которая при необходимости очищалась слабым раствором щелочи в сосуде (6) перед поступлением на хроматографический анализ (7). Текущие хроматографические анализы делались уже через 0,5 - 1 часа работы установки, конечные же анализы газового потока выполнялись спустя 5 - 7 часов работы установки.
Влияние типа жидкостного флюида
Лучше всего по интенсивности процесса в этой экспериментальной серии себя проявляет обычная колодезная вода (графики 1 и 2). Причем при повторении опытных наблюдений заметны отклонения от первоначальных полученных значений давлений. Это может говорить о сложности физико-химического процесса, в котором существуют механизмы активации и пассивации реакции.
Хотя опыты с дистиллированной водой и морской водой показали менее интенсивные приросты давления, но и они явно свидетельствуют о возможности реакции с выделением водорода даже без процедуры карбонизации. В случае модели морской воды повышенное содержание солей пассивировало интенсивность процесса, как и в случае экспериментов с её предварительным насыщением СО2.
Выполненные эксперименты показывают, что СО2 в них выступает не только в качестве рабочего агента, он также способствует интенсификации протекания природной реакции за счет изменения кислотности (pH) и других свойств воды.
Для более детального изучения реакционных свойств железного катализатора с участием ненасыщенной СО2 колодезной воды была проведена отдельная серия опытов. Это решение диктовалось еще тем фактом, что, наблюдая за динамикой давления при проведении разнообразных серий экспериментов с использованием железного наполнителя (стружки СТ.3) и карбонизированной воды, было замечено, что через определенный временной период нахождения наполнителя в реакторе в присутствии модели метеогенной воды его каталитические свойства падают. Обычно это служило поводом для замены отработанного катализатора на новый. Чтобы исключить влияние многочисленных факторов, было решено обойтись лишь закачкой негазированной колодезной воды. Тем более, что продолжительность эксперимента в целом оказалась весьма длительной.
Из-за отсутствия надобности насыщения жидкого флюида диоксидом углерода и процесса сепарирования после эксперимента, конструктивный вид установки, по сравнению с рассмотренными уже динамическими и стационарными экспериментами, для этой опытной серии был несколько упрощен (рис. 3.5).
Соответствующая схема установки для данной серии опытов состояла из реакторной колонки (3), заполненной железосодержащим наполнителем, моделирующим горную породу, и оборудования (фильтры и насосы) системы бытовой водоподготовки скважинной воды (1 и 2) для прямой подачи (минуя смеситель) колодезной воды в реактор (3).
Реактор (3) представлял собой фторопластовую трубу с внутренним диаметром 40 мм и длиной 1 м, заполненную железной стружкой марки СТ.3. На входе и выходе реактор был оснащен регулировочными вентилями (4) для герметизации и общетехническим манометром (5) с трубчатой пружиной, имеющим диапазон измерения до 25 ат.
После прокачки через реактор (3) колодезной воды в количестве его 15 – 20-ти поровых объемов её подача перекрывалась регулировочными вентилями (4). При этом создаваемой системой бытовой водоподготовки начальное давление равнялось 2 ат. Далее с момента герметизации реактора проводились наблюдения за поведением в нем давления. При этом изменения давления в течение 50 – 55 часов фиксировались манометром (5).
По прошествии 50-ти часов наблюдений, когда рост давления уже не был заметен или останавливался, эксперимент считался оконченным. По завершении эксперимента, в результате образования продуктов реакции давление в реакторе возрастало в несколько раз. Из-за относительно малого (по сравнению с экспериментами на насыщенной СО2 воде) роста давления в этой серии опытов отобрать на анализ газообразные продукты реакции не представлялось возможным за счет подавляющего преобладания жидкой фазы.
На рис. 3.6 представлен пример нескольких экспериментов из серии по исследованию каталитических свойств железного наполнителя при взаимодействии с колодезной водой. За первые 5 – 10 ч. происходил наиболее быстрый рост давления, после чего оно изменялось уже менее динамично до 30 ч. Затем давление выходило практически на постоянное значение. Здесь опыт останавливался. В целом давление от начальных значений (2 ат) возрастало в 1,5 – 2 раза. Диапазон изменения давления зависел от каталитических свойств железной стружки в момент проведения опыта, т.е. её активности участия в процессе распада воды.
Примеры прироста давления в стационарных экспериментах с колодезной ненасыщенной водой и железной стружкой Суть всего эксперимента состояла в том, что без замены железной стружки он в общей сложности продолжался почти 1500 часов. В течение этого временного промежутка было выполнено 17 “мини-экспериментов”, ограниченных 50 часами (рис.3.7).
Между каждыми мини-экспериментами через стружку прокачивалась вода (15 – 20 поровых объемов реактора), чтобы исключить «эффект наложения» результатов предыдущего опыта. После этого реакционная колонка снова заполнялась новой колодезной водой при одном и том же давлении (2 ат).
Соответствующая динамика достигнутых конечных давлений в каждом из мини-экспериментов приводится на рис. 3.7. Из результатов последовательной серии опытов напрашивается вывод о том, что активность одного и того же образца стружки в процессе образования преимущественно водорода изменяется при ее нахождении в водной среде. При этом наблюдается затруднительный для объяснения рост во времени каталитической активности железной стружки в течение почти 400 часов, после чего активность постепенно уменьшается за счет коррозионных процессов.
Важный вывод из этих экспериментов в том, что Fe в рассматриваемых исследованиях играет роль не только катализатора, но является и рабочим агентом. Наличие данного фактора затрудняет, с одной стороны, проведение сопоставительных экспериментов на одной и той же стружке. С другой стороны, результаты этих экспериментов нужно учитывать при обосновании варианта формулы протекающей каталитической реакции. 3.5. Сертифицированная лабораторная установка
Полученные и описанные ранее результаты лабораторных экспериментов, выполненных на сконструированной авторской лабораторной установке, удалось продублировать и подтвердить на многоячеистой каталитической установке «Parr Multiple Reactor Heater System 5000 Series» (рис. 3.8.). Данное оборудование для экспериментов было любезно предоставлено нам заведующим кафедрой РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессором В.А. Винокуровым. За что автор выражает ему искреннюю признательность.
Данная установка содержит шесть независимых ячеек, рассчитанных на относительно широкий диапазон давлений и температур (до 350 С и 200 ат) при погрешности замера давления – 0,01 ат, температуры – 0,1С.
Установка оборудована датчиками давления (Ashcroft G2, рабочий диапазон от атмосферного до 140 ат, максимальная погрешность измерения не более 1% от полной шкалы) и датчиками температуры (Thermocouple T316). Управление установкой и фиксация всех измеряемых параметров проводится через процессор-контроллер с помощью компьютера. Таким образом, благодаря возможности синхронизации каталитической установки с компьютером, удавалось получать и регистрировать данные с измерительных устройств до сотого знака после запятой в режиме реального времени.
Технология разработки месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми коллекторами
Результаты данной главы лежат в основе третьего защищаемого положения. В связи со значительным исчерпанием запасов нефти и газа в продуктивных пластах с хорошими коллекторскими свойствами, нефтяная и газовая отрасли промышленности вынуждены приступить к освоению запасов нефти и газа в труднодоступных регионах (на шельфе северных морей, в Восточной Сибири), а также в месторождениях с низкопроницаемыми пластами. Известно, что наиболее значимым из свойств продуктивных пластов является коэффициент проницаемости. Именно от значений коэффициента проницаемости пласта зависят дебиты скважин по нефти, газу, конденсату и другие показатели разработки.
До недавнего времени пласты с проницаемостью 1 миллидарси (мд) и более не рассматривались в качестве рентабельных объектов разработки. Сегодня ситуация изменилась. Так в США стали успешно разрабатывать месторождения нефти и газа со сланцевыми, низкопроницаемыми пластами. В таких пластах проницаемость около или заметно ниже 1 мд. Добыча сланцевой нефти и сланцевого газа начинает развиваться и в других регионах.
Понятие «месторождения с низкопроницаемыми коллекторами» весьма неопределенно. Можно сказать, что оно ни о чем не говорит. У автора сложилось впечатление, что наиболее емким является следующее простое определение рассматриваемых месторождений: это те месторождения, которые вчера никого не интересовали. Однако этим терминологический фактор не исчерпывается.
Обычно под месторождением понимается совокупность его залежей или пластов. С этой точки зрения лучше говорить о пластах или залежах с низкопроницаемыми коллекторами. Так как, видимо, не существуют месторождения, у которых все пласты, залежи представлены низкопроницаемыми коллекторами. За исключением случаев, когда месторождение представлено единственной залежью.
Расплывчатым является само понятие низкопроницаемых коллекторов. До недавнего времени к залежам или пластам с низкопроницаемыми коллекторами относили те, разработка которых признавалась нерентабельной. Поэтому запасы в них не оценивались и на Госбаланс они не ставились.
Нерентабельность для разработки, например, пласта устанавливалась по следующим факторам. Во-первых, по данным опробования и исследования разведочных скважин. Критерием нерентабельности запасов вокруг некой разведочной скважины считалось, если её максимальный дебит не превышал 1 - 5 т/сут. Аналогичные данные по другим разведочным скважинам позволяли относить запасы по залежам в целом к категории нерентабельных или забалансовых.
Во-вторых, низкопроницаемые пласты с забалансовыми запасами устанавливались по данным геофизических исследований скважин. Здесь важными становились определяемые величины проницаемости исследуемого пласта и/или отсутствие или низкие значения притока нефти из пласта при поинтервальном опробовании продуктивности разреза.
Такой подход к оценке значимости пластов и залежей с низкопроницаемыми коллекторами был некорректным по следующим причинам.
Наступившая в стране с 2000 года эра 3D компьютерного моделирования можно сказать заставила изменить отношение к низкопроницаемым пластам, что явилось следствием обоснования в ИПНГ РАН концепции эффективного порового пространства, изложенная в ряде статей и обобщающей книге [31].
В результате, во-первых, была обоснована необходимость включения низкопроницаемых пластов со своими значениями пористости и проницаемости в 3D-геологические и 3D-гидродинамические модели залежи или месторождения в целом, а не обнулять их значения пористости и проницаемости.
Данный принцип нашел своё применение при обосновании технологии разработки залежей нефти с линзовидными коллекторами [30, 32]. Под линзовидными понимаются следующие коллектора. Некая песчаная линза с высокими коллекторскими свойствами окружена со всех сторон низкопроницаемыми песчаниками. На Госбалансе стоят только запасы нефти в линзе.
В работах [30, 32] показывается, что разработка линзы в режиме истощения пластовой энергии или на основе её заводнения будут характеризоваться традиционными, не очень большими значениями КИН, при значительной обводненности добываемой продукции.
А вот если за контуром линзы в низкопроницаемых коллекторах пробурить несколько горизонтальных нагнетательных скважин и закачивать в них, например, воду, то КИН может составлять более 100%. Это при условии, что накопленная добыча нефти делится лишь на утвержденные запасы нефти в линзе. Ибо забалансовые запасы не признаются, они никого не интересуют.
В последнее время проблема мировой энергетики находится в центре общественного внимания. На самом энергетическом поле появился новый «игрок» – сланцевый газ. С точки зрения терминологии под сланцевым газом нужно, прежде всего, понимать газ, добываемый из сланцевых пород. Он преимущественно состоит из метана (СН4) и его гомологов с примесями сероводорода (H2S), углекислого газа (CO2), азота (N2), водорода (H2) и гелия (He) [39].
Учитывая структуру строения залежей сланца, совершенно очевидно, что газ находится в ячеистой структуре породы, его концентрации в «рассеянном» состоянии в плотных сланцах невелики, что усложняет процедуру подсчета его запасов и извлечения. Установлено, что значение «газонасыщенности» сланцевых залежей может меняться в пределах от 0,2 до 3,2 млрд. м3/км2 или до 0,4 м3/м3 [44].
Для оценки потенциального объема нетрадиционных углеводородов, который может содержаться в плотных коллекторах и богатых органикой глинистых породах, можно сравнить объем сгенерированных углеводородов и величину традиционных запасов в хорошо изученных нефтегазоносных бассейнах. Как правило, лишь 1-3% от всего сгенерированного объема углеводородов попадает в традиционные месторождения. Остальной объем мигрирует на поверхность, рассеивается на путях миграции и концентрируется в нефтематеринских породах и плотных коллекторах. Что касается нефтематеринских пород, которые, в основном, представлены глинами с высокой пористостью (10-30%), то их поры полностью заполнены углеводородами, то есть содержат 10-30% от сгенерированного объема, или почти на порядок больше, чем во всех традиционных месторождениях вместе взятых. Таким образом, теоретически в недрах могут находиться значительные ресурсы нетрадиционных углеводородов, на порядок превышающие традиционные ресурсы [5].
Потенциально возможные ресурсы сланцевого газа на планете, по оценкам экспертов, составляют примерно 200 трлн. м3. Чтобы их разведать потребуется по подсчетам экспертов 50 лет [17]. И еще сложнее определить, какую часть из них можно отнести к доказанным запасам, пригодным для потенциальной разработки. Залежь сланцевого газа не подстилается водой и не ограничивается сверху покрышкой, и традиционные методы подсчета запасов здесь невозможны. Для достоверности оценки запасов необходимо разбурить огромные по площади участки с плотной сеткой разведочных скважин, что требует серьезных капитальных вложений [18].
Ситуация с низкопроницаемыми коллекторами в последние годы кардинально изменилась в связи с вводом в разработку в США и других странах залежей нефти с ультранизкими значениями проницаемости [76]. Известно, что это стало возможным за счет бурения протяженных горизонтальных скважин и проведения в них многоразовых, многостадийных ГРП (гидроразрывов пласта). Эта технология достаточно широко применяется при разработке как традиционных, так и нетрадиционных месторождений.