ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
Аннотация
Задачи нефтегазовой промышленности, в том числе геотермические исследования месторождений нефти требуют применения теплофизики горных пород, как научной основы о происходящих тепловых процессах в недрах земли, теплофизических параметрах пород-коллекторов и методологии их нахождения.
Наука о теплофизике пород включает в себя исследование тепловых процессов, происходящих в недрах, свойствах пород в области тепловых показателей и методах их определения и применима при геотермических расчетах месторождений нефти и в решении многочисленных задач нефтегазовой отрасли.
Температуропроводность, теплопроводность, теплоемкость – теплофизические параметры пород, влияющие на естественные или созданные искусственно температурные фронты в толще земли, изучение которых влияет на решение таких вопросов, как поиск, разведка и разработка месторождений нефти и газа, с учетом современных условий, при которых наблюдается ухудшение структуры запасов углеводородов и обострения экологических проблем. Эффективность геотермических изысканий при поиске и разведке месторождений нефти и газа обусловливается связью между залеганием залежей углеводородов и распределением геотермических фронтов горных пород. Подобные исследования должны подкрепляться информацией о теплопроводности пород.
Применение эмпирических показаний о теплофизических данных пород делает выше эффективность термометрии в области контроля эксплуатации месторождений нефти (оценка перетоков жидкостей в скважине, испытания на значительных глубинах в приостановленных после бурения скважинах и т.д.).
Продуктивность теплового влияния находится как коэффициент эффективного применения тепла, т.е. соотношением величины тепла, оставшегося в пласте, к общему объему тепла, закачанного в пласт или производимого в нем за конкретный временной отрезок. То есть тепловая эффективность, выражается скоростью закачки определенного количества тепла и прогреваемостью породы, которая взаимосвязана с тепловыми свойствами этих пород.
Из всего вышеизложенного следует, что разработку месторождений вязкой нефти и битумов с термическим воздействием на пласт необходимо проектировать с пониманием теплофизических данных пород, насыщающих жидкостей, а также показателей геотермических свойств.
1. Введение
Тепловое поле Земли, а также недра земной коры на сегодняшний день остаются малоизученными. Для достоверного моделирования нефтегазоносных систем и осадочных бассейнов, поиска и разведки месторождений углеводородов, проектирования методов добычи высоковязкой нефти при помощи теплового воздействия, интерпретации результата термометрии в скважине, определения плотности потока тепла из недр и др. требуется надежная библиотека числовых показателей по удельной теплоемкости, теплопроводности и температуропроводности пород , , , . Теплофизические свойства пород – основной параметр для численной модели пластовой системы, который нужен для работы по нахождению скорости движения фронта теплоносителей, оценки теплового ресурса месторождения и проектированию системы разработки.
Ощутимый вклад в методологию и освоение теоретических и эксперементальных исследований тепловых характеристик горных пород привнесли П.В.Бриджмен, К.В.Васильев, В.А.Вертоградский, С.Н. Эмиров, С.А. Николаев, В.Е.Зиновьев, Ю.А. Попов, Е.А.Любимова и др.
, .Изысканиями в области теплофизических характеристик горных пород месторождений нефти Республики Татарстан занимались А.А. Липаев, С.А. Николаев, Б.А Яковлев и др.
Авторы выполняли задачу по формированию надежного массива данных по ранее неисследованным термическим свойствам рассыпных образцов кернового материала месторождений высоковязкой нефти Татарстана. Эта информация является необходимой при проектировании разработки месторождений с воздействием на пласт при помощи тепловых методов.
Авторами были рассмотрены популярная аппаратура и методики для исследования тепловых свойств , , , , предпочтение дано серийно выпускаемым приборам: LFA 467 – для измерения температуропроводности, дифференциально- сканирующему калориметру DSC 204 HP.
Исследовательский интерес авторов был направлен на установление температурной корреляции удельной теплоемкости и температуропроводности неконсолидированных, насыщенных битумом образцов песчаных пород.
2. Температуропроводность горных пород
Рисунок 1 - Устройство лабораторной установки LFA 467:
1 - инфракрасный детектор; 2 - держатель образца; 3 - образцы; 4 - держатель для образцов с печью; 5 - источник света; 6 - объектив
Где: α – температуропроводность образца (см2/с);
l – толщина образца (см);
t50 – время в секундах, отвечающее повышению температуры на 50%
Калориметр DSС 204 НР (дифференциальный сканирующий) использовался с целью определения удельной теплоемкости. В составе прибора есть две измеряющие ячейки: первая, рассчитанная на исследуемый образец, вторая на образец сравнения – эталона (рис. 2). Ячейки конструируются как можно симметричнее (тигли одного размера, сенсоры одного размера, одно расстояние между нагревателем и сенсором). Опытным путем определяется зависимость по времени температурной разности ячейки с образцом и ячейки сравнения.
Рисунок 2 - Схематичное изображение метода DSC 204 HP:
F – печь (нагревательный элемент); S – помещенный образец; R – эталонный образец; TF, TmR,TmS – температура печи, температуры спаев дифференциальной термопары эталона и образца; ФFS, ФFR – тепловые потоки
Измерение проводится как при постоянной температуре, так и в режиме программируемого изменения температуры нагревателя.
Определение удельной теплоемкости производится по формуле:
m стандарта – масса стандартного образца;
m образца – масса испытуемого образца;
𝐶𝑃стандарта – удельная теплоемкость стандартного образца.
Определив температуропроводность, удельную теплоемкость (при известной или дополнительно измеренной объемной плотности) можно определить теплопроводность исследуемого образца по формуле:
Где: 𝜆 – теплопроводность образца (Вт/(м*К));
а – температуропроводность образца (м2/с);
Cр – удельная теплоемкость образца (Дж/(кг*К));
𝜌 – плотность образца (кг/м3).
Определения температуропроводности производились при помощи держателя для измерения под давлением, с возможностью регулировки динамометрическим ключом, с диапазоном крутящего момента 60…260 Н*см. Керновый образец помещается между двух опорных пластин чашки лабораторного держателя. Создание давления осуществляется гайкой фиксации. Необходимое сжатие (плотность) образца фиксирующей гайкой достигается затяжкой с определенным моментом. Держатель со всеми образцами устанавливается на подставке лабораторного прибора, устанавливается верхняя заслонка печи и закрывается измерительная ячейка. Запускается измерение при помощи компьютерной программы NETZSCH.
3. Основные результаты
Керновый материал, используемый в исследовании, причислен к шешминскому ярусу. Характеристики кернового материала: мелкозернистые песчаники, интенсивно равномерная битумонасыщенность, на глубине 181,6 м характер битумонасыщенности равномерный, на глубине 190,35 м битумонасыщенность слабо–равномерная, на глубине 197,15 м пятнисто–полосчато неравномерно нефтенасыщенный. Исследования производились поступательно с температурами 25, 75, 125, 175, 225°С.
Численные показатели коэффициентов температуропроводности представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты измерений температуропроводности
Наименование показателей | Т, °С | Интервал отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Температуропроводность, ·10-6м2/с | 25 | 0,533 | 0,554 | 0,675 |
75 | 0,502 | 0,530 | 0,650 | |
125 | 0,478 | 0,493 | 0,590 | |
178 | 0,461 | 0,483 | 0,555 | |
225 | 0,445 | 0,467 | 0,524 |
Керн, отобранный с глубины 181.6 м, имеет температуропроводность от 0,533·10-6 до 0,445·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 16,51%. Керн, отобранный с глубины 190,35 м, имеет температуропроводность от 0,554·10-6 до 0,467·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 15,7%. Керн, отобранный с глубины 197.15м, имеет температуропроводность от 0,675·10-6 до 0,524·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 22,37%.
В таблице 2 приведены итоги измерений удельной теплоемкости керна Шешминского яруса по интервалам 181,6; 190,35 и 197,15 м в температурном отрезке от 25 до 225°С.
Таблица 2 - Результаты измерений удельной теплоемкости
Наименование показателя | T, °С | Глубины отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Удельная теплоемкость Дж/(кг*К) | 25 | 716 | 648 | 804 |
75 | 854 | 798 | 897 | |
125 | 967 | 947 | 1019 | |
175 | 1048 | 1022 | 1089 | |
225 | 1113 | 1105 | 1158 |
Результат лабораторных экспериментов показывает, что удельная теплоемкость растет при повышении температуры керновых образцов.
Как видно из таблицы 2, удельная теплоемкость испытуемых керновых образцов растет в среднем на 35,78% с повышением температуры в отрезке 25-225°С (рис. 4).
4. Обсуждения и выводы
Основываясь на опытных экспериментальных значениях коэффициента температурной проводимости и удельной теплоемкости лабораторных образцов керна песчаников по формуле (3) вычислены их коэффициенты теплопроводимости. Полученные значения теплопроводимости занесены в таблицу 3.
Таблица 3 - Расчетные результаты теплопроводимости
Наименование показателей | T, °С | Интервалы отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Теплопроводность Вт/(м*К) | 25 | 0,675 | 0,674 | 1,327 |
75 | 0,758 | 0,794 | 1,426 | |
125 | 0,818 | 0,877 | 1,470 | |
175 | 0,855 | 0,927 | 1,478 | |
225 | 0,876 | 0,969 | 1,484 |
Рисунки 3, 4, 5 наглядно показывают взаимосвязь температуропроводности и битумонасыщенности, плотности, открытой пористости керна.
Рисунок 3 - График зависимости битумонасыщенности образцов керна от температуропроводности
Рисунок 4 - График зависимости плотности образцов керна от температуропроводности
Рисунок 5 - График зависимости открытой пористости образцов керна от температуропроводности
5. Заключение
1. По результатам лабораторных исследований можно сказать, что приборы: измеритель температуропроводности LFA-467 и дифференциальный сканирующий калориметр DSC 204 HP пригодны для определения зависимости тепловых характеристик от температуры мелкозернистых неконсолидированных керновых образцов с помощью моделирования реальных условий, соответствующих их глубине залегания.
2. Анализируя теплофизические свойства керновых образцов можно увидеть снижение коэффициента температуропроводности с увеличением температуры. Минимальные показатели температуропроводности наблюдаются при нагреве до 225°С.
3. Наблюдается увеличение коэффициента удельной теплоемкости при нагреве керновых образцов. Максимальные показатели удельной теплоемкости отмечены при нагреве до 225°С.
4. Наблюдается увеличение коэффициента теплопроводности при нагревании керновых образцов. Максимальные показатели теплопроводности отмечены при нагреве до 225°С.
5. Оценена корреляционная взаимосвязь между теплофизическими показателями кернового материала и их фильтрационно–емкостными данными.
Также можно наблюдать отчетливую положительную корреляцию между температуропроводностью и плотностью керновых образцов. Так, увеличивая плотность пород в отрезке 1769-2445 кг/м3, показатели температуропроводности увеличиваются в интервале 0,533·10-6 – 0,675·10-6 м2/с.
Наблюдается падение температуропроводности от 0,675·10-6 м2/с до 533·10-6 м2/с при повышении открытой пористости керновых образцов от 9,72% до 31,08 %.
При повышении битумонасыщения в отрезке 1,3% - 12,2% наблюдается снижение температуропроводности от 0,675·10-6 м2/с до 533·10-6 м2/с.
6. Полученные результаты в ходе лабораторных исследований тепловых свойств керновых образцов, применимы для использования в качестве оценочных при оптимизации и проектировании методов добычи высоковязкой нефти с воздействием на пласт при помощи тепла.
7. Необходимо и далее развивать базу экспериментальных данных по тепловым свойствам кернового материала месторождений сверхвязкой нефти Татарстана, для этого требуются последующие петрофизические изыскания.