|
Проведен эксперимент в «трубе горения» высокого давления для оценки эффективности закачки воздуха с целью образования углеводородов из керогенсодержащих пород, а также для сравнения методов тушения фронта горения. Тест состоял из нескольких этапов, в том числе подачи воздуха, остановки подачи воздуха, повторной инициации горения и тушения фронта азотом. В результате эксперимента получены данные о температурных профилях. Показано, что температуры 200 °С достаточно для выхода на эффективное и стабильное высокотемпературное окисление сорбированных углеводородов, смолисто-асфальтеновых соединений и керогена. Успешная повторная инициация горения указывает на высокую вероятность инициации горения после остановки подачи воздуха, связанной с различными причинами, в том числе техническими. Максимальная температура, достигнутая в модели, составила 920 °С. Фронт горения продвигался быстрее по зонам, в которых были заложены консолидированные образцы, моделировавшие трещину или проницаемые участки. Это объясняется прорывом фронта по проницаемым зонам. При этом горение в зонах с консолидированными образцами продолжалось в более медленном темпе. Установлено, что консолидированный образец и раздробленная порода горят с разными скоростями, но при горении достигаются одинаковые температуры. Проведено сравнение двух методов тушения фронта горения: остановка подачи воздуха и закачка азота. При остановке закачки воздуха модель остыла быстрее, чем при продувке азотом по причине вытеснения защемленного кислорода в модели последним, что привело к продолжению реакций окисления до тех пор, пока весь кислород воздуха не вступил в окислительные реакции. В случае прекращения подачи воздуха отмечалось увеличение концентрации кислорода в выходящих газах. Определен изменяющийся во времени компонентный состав отбираемых газов, который может служить «внутрипластовым термометром» протекающих процессов, а также индикатором того, какие литологические типы пород затронуты фронтом горения. Список литературы 1. Калмыков Г.А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: дис. … д-ра техн. наук. – М., 2016. 2. Jacobs T. Shale EOR Delivers, So Why Won’t the Sector Go Big? // JPT Digital Editor. – 2019. – V. 71. – № 5. – https://doi.org/10.2118/0519-0037-JPT. 3. Secure fuels from Domestic Resources. Profiles of companies engaged in domestic oil shale and tar sands resource and technology development. – 2011. – https://www.energy.gov/sites/prod/files/2013/04/f0/SecureFuelsReport2011.pdf. 4. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи / А.А. Боксерман, В.И. Грайфер, В.И. Кокорев, О.В. Чубанов // Интервал. – 2008. – № 7 (114). – С. 26–33. 5. Moore R.G., Mehta S.A., Ursenbach M.G. A Guide to High Pressure Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery // SPE-75207-MS. – 2002. – https://doi.org/10.2523/75207-MS 6. The ABCs of In Situ Combustion Simulations: From Laboratory Experiments to the Field Scale / D. Gutierrez, R.G. Moore, M.G. Ursenbach, S.A. Mehta // SPE-148754-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/148754-MS. 7. Kök M. V., Guner G., Bagc S., Application of EOR techniques for oil shale fields (in-situ combustion approach) // Oil Shale. – 2008. – V. 25. – Р. 217–225. – https://doi.org/10.3176/oil.2008.2.04. 8. Лабораторное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления на месторождениях баженовской свиты / Т.М. Бондаренко, Е.Ю. Попов, А.Н. Черемисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 34–39. 9. Никитина Е.А., Толоконский С.И., Щеколдин К.А. Анализ результатов лабораторных исследований и промысловых работ по применению термогазового метода увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 62–67. 10. Bondarenko T. Evaluation of High-Pressure Air Injection Potential for In-Situ Synthetic Oil Generation from Oil Shale: Bazhenov Formation: PhD. Thesis. – M., 2018. |
