CC BY
101
УДК 622.276.6
B. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.), А. С. Мишин (н.с.), П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.),
C. В. Антонов (н.с.), Д. А. Бакулин (н.с.) , М. Е. Бардин (инж.), Е. К. Нискулов (вед. инж.)
Моделирование химических стадий термогазового воздействия на вязкую нефть пластов ПК сеноманского горизонта
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65, ГСП -1, В-296; тел. (499) 2339225, e-mail: guschin.p@mail.ru
V. N. Khlebnikov, A. S. Mishin, P. M. Zobov, S. V. Antonov, D. A. Bakulin, M. E. Bardin, E. K. Niskulov
Modeling of thermogas chemical stages effects on Senomanian horizon PK base oil
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii Pr., 119331, Moscow, Russia; ph. (499) 2339589, e-mail: guschin.p@mail.ru
Проведенная оценка показала перспективность применения термогазового метода воздействия (закачки воздуха) для добычи вязкой нефти пластов ПК. Исследование кинетических закономерностей показало, что реакция автоокисления вязкой нефти идет с заметной скоростью при температурах всего на 30—50 оС выше пластовой, т.е. чтобы запустить процесс автоокисления нефти, достаточно прогреть прискважин-ную зону пласта до температуры около 70 оС. Обнаружено, что тяжелая нефть пластов ПК окисляется со скоростью, близкой к скорости автоокисления легкой нефти Западной Сибири.
Ключевые слова: вязкая нефть; нефтегазовые месторождения; термогазовый метод воздействия.
Сокращение запасов нефти в стране вынуждает обратить внимание на запасы нефти подгазовых оторочек газовых и газоконденсат-ных месторождений. Добыча нефти из нефте-газоконденсатных месторождений производится с существенно меньшей эффективностью (коэффициент извлечения нефти (КИН) около 10%) 1, чем из обычных нефтяных месторождений (средний КИН около 30%) 2. Часто добычей нефти вообще пренебрегают, при этом снижение давления в газовой шапке приводит к расформированию нефтяной оторочки и потере запасов.
Нефтегазовые месторождения Покуровс-кого горизонта Западной Сибири (пласты ПК) содержат значительное количество нефти — геологические запасы оцениваются в 2.7 млрд т (Тазовское, Северо-Комсомольское, Ваньеган-ское, Русское и др. месторождения). Подгазо-вые оторочки нефти сеноманского горизонта характеризуются высокой вязкостью пластовой нефти, большой площадью газонефтяного
The evaluation has shown promising application of termogas method (air injection) for the extraction of PK base viscous oil. Study of kinetic patterns showed that the viscous oil auto-oxidation reaction takes place with a noticeable speed at temperatures of 30—50 oC above the reservoir temperatures. To start oil auto-oxidation process is enough to warm the near well formation zone. It was found that PK reservoirs heavy oil oxidized at a rate close to the speed of auto-oxidation of light oil of Western Siberia.
Key words: viscous oil; oil and gas fields; termogas method.
контакта (ГНК), активными подстилающими водами и высокоглинистыми коллекторами 35. В качестве перспективного метода воздействия на запасы нефти пластов ПК традиционно рассматриваются тепловые методы, а именно закачивание горячей воды и вытеснение нефти паром.
Проведенное исследование 6 показало, что применение закачки пара в пласты ПК невозможно из-за набухания и диспергирования глинистых компонентов породы в водяном конденсате. Вытеснение вязкой нефти горячей минерализованной водой имеет определенную перспективу, однако для этого необходимо создать источник тепла непосредственно в пласте, т. к. закачка теплоносителя с поверхности приведет к растеплению вышележащих интервалов многолетних мерзлотных пород.
Получить в пласте (призабойной зоне пласта) необходимую тепловую энергию можно за счет процессов окисления остаточной нефти в пласте, т.е. в результате термогазового метода воздействия (ТГВ) 7.
Дата поступления 14.07.12
«Классический» вариант ТГВ относится к газовым методом воздействия, т.к. его действие в основном связано с вытеснением нефти газовым агентом, образовавшимся из воздуха в результате низкотемпературного окисления нефти (температуры 100—250 оС) в при-забойной зоне пласта. При этом выделяется значительное количество тепла (до 400—450 КДж/моль поглощенного кислорода) 8, что позволит также уменьшить вязкость пластовой нефти и подогреть закачиваемую воду. Обычно ТГВ рекомендуется использовать в условиях пластов с высокими пластовыми температурами и маловязкой нефти. Высокие пластовые температуры (более 60—70 оС) требуются для того, чтобы процесс автоокисления нефти в пласте кислородом воздуха начался самопроизвольно. При ТГВ в качестве окислителя используется воздух, что приводит к появлению в пласте газового агента. Если газовый агент в пласте не нужен, то воздух можно заменить на жидкий окислитель.
Цель исследования заключалась в оценке возможности применения ТГВ для добычи вязкой нефти пластов ПК. Было проведено исследование кинетических закономерностей автоокисления образца нефти пласта ПК кислородом воздуха.
Эксперимент проводили по ранее описанной методике 9 с использованием модернизированного автоклава фирмы «Parr». В работе использовали образец дегазированной нефти Ваньеганского нефтегазового месторождения, приуроченного к пластам ПК сеноманского горизонта. Были изучены кинетические закономерности автоокисления вязкой нефти при температурах 73—160 оС (табл.1—3, рис.1—2). Провести исследование при более низкой температуре не позволяла чувствительность установки.
Кинетические кривые поглощения кислорода при высокотемпературном окислении нефти пластов ПК подобны таковым, ранее наблюдаемым при автоокислении легкой и сред-невязкой нефти 9-10. На кинетических кривых можно выделить два участка: начальный («быстрый») участок, когда поглощение кислорода происходит в ходе молекулярной реакции с легкоокисляемыми компонентами нефти (рис.1—2). Данный участок отсутствует при автоокислении индивидуальных и смесей углеводородов и большинства кислородсодержащий соединений 9-10. Второй участок реакции
(основной) типичен для реакции автоокисления органических соединений. Момент перехода от начального к основному участку реакции подобен периоду индукции индивидуаль-
ных углеводородов. С ростом температуры «период индукции» уменьшается, начальный и основной периоды реакции сближаются (рис. 1). Обобщенная типичная кинетическая кривая автокисленияи нефти приведена на рис. 3.
Время, мин
Рис. 1. Кинетические закономерности автоокисления вязкой нефти при 110 (1), 101.3 (2), 90.4 (3), 83.1 (4) и 73.2 (5) оС
2.6 2.4 -2.2 2
1.8 -1.6 -1.4 1.2 1
0.8 -0.6 -0.4 0.2 0
0
Рис. 2. Кинетические закономерности автоокисления вязкой нефти при 160.5 (1), 150.6 (2), 140.6 (3), 130.2 (4) оС
0.45
о
® 0.40
= Ji
V 5
3 ® 0.35 о s
4 в
¡5 3 0.30 1 с я
.г щ
0.20
0.15
X -
и * § а 0.10
18 я 0.05 а а а
И 0.00
70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 Температура, оС
Рис.3. Зависимость максимального количества кислорода, поглощенного на начальном («быстром») этапе автоокисления вязкой нефти
0.3
0.1
Вр
Подробное исследование кинетики поглощения кислорода на начальном этапе показало, что зависимость скорости реакции от времени описывается уравнением первого порядка (табл. 2). Концентрация кислорода в газе на начальной стадии эксперимента практически не меняется (т.е. является постоянной), т.е. реакция, по-видимому, является бимолекулярной. Трансформация начальных участков кинетических кривых в координатах уравнения реакции первого порядка позволила определить эффективные константы скорости взаимодействия активных компонентов нефти с кислородом (табл. 2).
0.0022 0.0023 0.0024 0.0025 0.0026 0.0027 0.0028 0.0029 0.003 1/Т, 1/К
Рис. 4. Аррениусовские зависимости «периода индукции» (1), максимальной скорости автоокисления (2) и константы скорости окисления на начальном этапе реакции — к (3)
30
25 -
* * 15 О « О £
3 10
5
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
Глубина окисления нефти, моль/л
Рис. 5. Зависимость выхода оксидов углерода от глубины реакции при автоокислении вязкой нефти
Основной участок автоокисления вязкой нефти имеет кинетику, аналогичную автоокислению углеводородов 11. После завершения периода индукции скорость реакции увели-
чивается и достигает максимального значения. После этого реакция начинает замедляться, поскольку образующиеся продукты окисления (кислоты, кетоны, сложные эфиры и смолы) часто окисляются с меньшей скоростью, чем исходные углеводороды, а также из-за израсходования в системе кислорода. В качестве основных кинетических параметров, описывающих основной этап реакции, использовали максимальную скорость автоокисления нефти и «период индукции» (момент начала «основного» периода реакции автоокисления).
Величины аррениусовких зависимостей эффективной константы первого порядка поглощения кислорода на начальном этапе (£Д максимальной скорости автоокисления на основном участке автоокисления и «периода индукции» от температуры позволили определить эффективные энергии активации процессов и предэкспоненциальные множители (табл. 2).
Сопоставление кинетических параметров автоокисления нефти пласта ПК и легкой нефти 10 показывает, что параметры реакции автоокисления (максимальные количества кислорода, поглощаемые на начальном этапе реакции, максимальные скорости автоокисления и «периоды индукции» реакции основного этап реакции) для всех изученных образцов нефти достаточно близки. Различия в эффективных энергиях активации не оказывают значительного влияния на значения параметров окисления, т.к. рост энергий активации компенсируется увеличением предэкспоненциаль-ного множителя, т.е. наблюдается так называемый «компенсационный эффект» 10. По своим кинетическим закономерностям нефть пласта ПК оказалась наиболее близкой по свойствам с
нефтью юрских пластов Первомайского место-9-10
рождения .
Основным газообразным продуктом автоокисления нефти пласта ПК является диоксид углерода. Кроме СО2, в составе газовой фазы отмечено образование СО, а также следовых количеств легких углеводородов. Зависимость выхода СО2 и СО на поглощенный кислород от глубины окисления описывается следующим уравнением:
Выход газа
на поглощенный
кислород (мольн.%) = Лгйз-Д[02]1/2 ,
где Д[02] — количество поглощенного кислорода, моль/л.
3.5
0
Таблица 4
Результаты исследования кинетических закономерностей газообразования при автоокислении дегазированных образцов нефти Выход газа на поглощенный кислород (мольн.%) = А^к^^^
Нефть Плотность дегазированной нефти, кг/м3 Значения параметра Агаз
СО2 СО
Нефть ЗС* 876 18.4 3.97
Юрская нефть (проба №1)* 851 16.4 5.06
Юрская нефть (проба №2)* 862 17.4 4.24
Нефть Якушкинского месторождения (турней, Урало-Поволжье)* 881 10.2 3.52
Нефть пласта ПК 955 18.5 3.51
* — данные работы 10.
Данные табл. 4 показывают, что выход СО2 и СО на поглощенный кислород при автоокислении тяжелой нефти мало отличается от выхода оксидов углерода при автоокислении легкой нефти.
Таким образом, при автоокислении тяжелой нефти кислородом наблюдается два этапа реакции: начальный, когда поглощение кислорода происходит за счет молекулярной реакции окисления легкоокисляющихся компонентов нефти, и основной, подобный радикально-цепному автоокислению углеводородов.
Кинетические закономерности поглощения кислорода и образования оксидов углерода, а также реакционная способность тяжелой нефти в реакции автоокисления близка к кинетическим закономерностям и реакционной способности легкой нефти.
Для запуска реакции автоокисления тяжелой нефти целесообразно прогреть призабойную зону пласта до температуры около 70 оС.
Термогазовый метод воздействия (закачка газообразного или жидкого окислителя) является перспективным методом добычи вязкой нефти пластов ПК. Для инициирования автоокисления вязкой нефти достаточно прогреть призабойную зону пласта на 30—50 оС выше пластовой.
Литература
1. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконден-сатных и нефтегазоконденсатных месторождений.- М.: «Струна», 1998.- 628 с.
2. Боксерман А. А. // Нефтяное хозяйство. 2004.- №10.- С.34.
3. Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Джалалов К. Э. // Интервал, 2003, №4(51).- С.38.
4. Данильченко О. Н., Душейко Д. П., Тытянок В. Н. // Интервал, 2003.- №6-7(53-54).- С.37.
5. Леонов В. А., Донков П. В. // Труды 4 научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-мансийск).- 2001.- С.449.
6. Хлебников В. Н., Мишин А. С., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А. // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012.- №2.- С.40.
7. Боксерман А. А., Ямбаев М. Ф. Метод закачки и внутрипластовой трансформации воздуха на месторождениях легкой нефти // Сб. док. 12 Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи.- Казань, 2003.
8. Айзикович О. М., Булыгин М. Г., Кораблев Л. И. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- 1985.- №11.- С.4.
9. Хлебников В. Н., Зобов П. М., Антонов С. В., Рузанова Ю. Ф. // Баш. хим. ж.- 2008.- Т.15, №4.- С.105.
10. Хлебников В. Н., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А., Гущина Ю. Ф., Нискулов Е. К. // Баш. хим. ж.- 2011.- Т.18, №4.- С.87.
11. Эмануэль Н. М., Денисов Е. Т., Майзус З. К. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе.- М.: Наука, 1965.- 375с.
Исследование проводится в рамках Федеральных целевых программ «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на2009—2013 г.г.» и «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы».
