Text
М. Ф. КАРИМОВ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ПОДЗЕМНЫХ
ХРАНИЛИЩ
ГАЗА
Под ред. А. X. Мирзаджанзаде
МОСКВА «НЕДРА» 1981
УДК 622.691.24:532.5
Каримов М. Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа.
М.( «Недра», 1981, 248 с.
Проанализированы условия, необходимые для созда-
ния и эксплуатации подземных хранилищ природного га-
за в пластах-коллекторах. Исследуется движение жидкос-
ти и газа при применении растворов ПАВ высокой кон-
центрации, приведены результаты интенсификации осушки
и освоения неоднородного пласта-коллектора. Даны реко-
мендации по ускорению ввода подземных газохранилищ в
работу на режиме циклической эксплуатации с проектны-
ми показателями. Приводится статистический технико-эко-
номический анализ результатов внедрения разработок в
практику промышленной эксплуатации подземных храни-
лищ.
Для инженерно-технических и научных работников
газовой промышленности.
Табл. 88, ил. 78, список лит. — 171 назв.
Рецензенты: д-р техн, наук С. И, Закиров (МИНХ и
ГП), инженер В. П. Квасов.
I Ляв. .¥<
~'MUpuiui Jianii nmnL«J<aeu«o»
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Редактор издательства О. А Латышева
Переплет художника А. Е. Чуяканова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технические редакторы Р. Ф. Самойлова,
Л. Г. Лаврентьева
Корректор Т. М‘ Столярова
И. Б. № 3516
Сдано в набор 16.01.81. Подписано в печать 25.08.81. Т — 25603. Формат бОХЭО/ц.
Бумага типографская № 2. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл. печ. л. 15,5.
Усл. кр.-отт. 15,5. Уч.-изд. л. 17,52. Тираж 1200 экз. Заказ 1-35/7669—6. Цена 1 р. 10 к.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд. 1/19.
Харьковская книжная фабрика «Коммунист». 310012, Харьков-12, Энгельса, 11.
„ 30802—408
К' 043(01)-81 355,81 2504030300
,Издательство «Недра», 1931
ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
q, х, у — пространственные координаты;
t—временная координата;
г — радиус (капилляра, скважины, круговой залежи);
<з — коэффициент поверхностного (межфазного) натя-
жения;
6 — краевой угол смачивания;
С', Ci, С г, <Х| —константы;
р —давление;
s—насыщенность среды газом;
[а — коэффициент динамической вязкости;
Т) — предельное напряжение сдвига;
т] — коэффициент структурной вязкости;
I — длина (канала, расстояние до фронта);
L—длина (фронта, неоднородного участка);
v — скорость движения;
/ ($) —функция Леверетта;
т — коэффициент пористости;
k— коэффициент проницаемости;
w — скорость фильтрации;
а — коэффициент вытеснения (замещения) или осушки;
/($)—фазовая проницаемость;
G— предельный градиент сдвига или критерий Кохрена;
h — толщина пласта (пропластка);
М — минерализация воды;
л, П — критерии подобия;
X — масштаб моделирования;
т—время релаксации;
W— коэффициент Конкордации;
R — коэффициент ранговой корреляции;
btl—коэффициенты регрессии;
— критерий Фишера;
t — критерий Стьюдента;
а — адсорбция (в твердой фазе);
с — концентрация в жидкой фазе;
х — коэффициент пьезопроводности;
D — коэффициент диффузии;
р— кинетический коэффициент;
Р —параметр Лэнгмюра;
ji—коэффициент Генри;
к* — эффективный коэффициент рассеивания пенообра-
зователя;
G, Q — массовый, объемный расход (жидкости или газа);
По —коэффициент светопреломления;
N — коэффициент неоднородности слоисто-неоднородных
пористых сред;
ПФЭ — полный факторный экаперимент;
ДФЭ — дробный факторный эксперимент.
3
ВВЕДЕНИЕ
Сооружение и циклическая эксплуатация подземных хранилищ
газа — наиболее рациональный способ регулирования- неравно-
мерности газопотребления и резервирования больших объемов
газа.
Подземное хранение газа — одно из основных направлений
развития газовой промышленности страны. Эффективность экс-
плуатации подземных хранилищ природного газа (ПХГ) опреде-
ляется в основном степенью взаимозамещения жидкости и газа
в неоднородной пористой среде, состоянием забойного оборудова-
ния и призабойной зоны пласта, так как ПХГ призваны обеспе-
чить подачу больших объемов газа (от сотен миллионов до не-
скольких миллиардов кубических метров — десятки миллионов
кубических метров в сутки). Поэтому методы интенсификации
приобретают особое значение.
В последние годы широкое распространение получило соору-
жение подземных газохранилищ в водоносных пластах, истощен-
ных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.
Наряду с наращиванием объемов активного газа большое зна-
чение в сглаживании пиковых неравномерностей потребления при-
обретает дальнейшее повышение* суточной производительности,
так как одной из основных особенностей циклической эксплуатации
подземных газохранилищ является повышенный темп отбора газа.
При отборе газа из хранилища половина активного объема извле-
кается менее чем за 3—4 месяца, тогда как такое же относитель-
ное количество газа на газовых месторождениях отбирается за
несколько лет. Для обеспечения такого темпа ПХГ оснащаются
мощными компрессорными станциями и имеют большое число
скважин. Это экстенсивный путь развития. Отношение среднесе-
зонного суточного отбора к общему объему хранимого газа харак-
теризует интенсивность эксплуатации ПХГ. Путь интенсивного
развития является наиболее рациональным способом повышения
эффективности использования ресурсов, так как при интенсифи-
кации производства происходит опережающий рост продукции по
отношению к затратам. Таким образом, интенсификация проявля-
ется в повышении технико-экономической эффективности.
Интенсификация производства — отличительная особенность
современной социалистической экономики. Актуальность проблемы
наиболее полного использования могучего промышленного потен-
циала народного хозяйства страны подчеркнул Генеральный се-
кретарь ЦК КПСС, Председатель Президиума Верховного Совета
СССР Л. И. Брежнев: «Однако главное состоит теперь в том,
чтобы научиться по-настоящему эффективно, полностью исполь-
зовать мощности каждого действующего предприятия, научиться
брать и числом, и умением» '. В повышении эффективности эко-
1 Брежнев Л. И. Ленинским курсом, т. 5, М., Политиздат, 1976, с. 175.
4
Таблица 1
Развитие подземного хранения газа в СССР за 1965—80 гг.
Показатели Тип ПХГ 1965—66 1970—71 1975—76 1976—ЖО
Общий объем, млрд, м3 В водоносных пластах 2,5 5,8 9,1 12,3
В истощенных месторождениях 0,74 6,16 28,7 37,0
В соляных отло- жениях ~~ 0,035 0,076 0,167
Максимальный суточный отбор, млн. м3/сут Для всех типов 17,5 52,1 79,6 153,2
Число эксплуа- тационных сква- жин То же 130 330 926 1524
Мощность КС, тыс. кВт В 33,3 70,1 201,8 455,4
номики проблема всемерного использования мощностей газовой
промышленности имеет существенное значение. В решении этой
проблемы ведущее место принадлежит методам интенсификации
и оптимизации.
Данные по развитию подземного хранения газа в СССР за
1965—1980 гг. (табл. 1) свидетельствуют об интенсивном росте
показателей эксплуатации подземных хранилищ.
( Опыт эксплуатации показал, что наиболее рентабельны подзем-
ные хранилища газа, созданные в географически выгодно распо-
ложенных к крупному потребителю истощенных газовых и нефтя-
ных месторождениях. Отсутствие таких месторождений вблизи
крупного потребителя вынуждает сооружать подземные хранили-
ща газа в водоносных пластах. Из данных табл. 1 видно, что,
несмотря на тенденцию снижения удельного веса подземных
хранилищ газа, созданных в водоносных пластах, их абсолютное
значение и роль велики.
Из табл. 2 следует, что целесообразнее сооружать подземные
хранилища газа в водоносных пластах, чем строить дополнитель-
ные магистральные газопроводы.
Таблица 2
Затраты на сооружение ПХГ в водоносных пластах
Пропускная способность газопровода, млн, ма/сут Стоимость сооружения ПХГ (%) при протяженности газопро- вода, км
200 500 1000
5 45—90 19-39 10-19
8 43—85 18—35 9—18
10 39—78 16—33 8—17
б
/ Для увеличения активного объема и суточного отбора подзем-
ных хранилищ газа в несколько раз необходим большой комплекс
научно-технических и организационных мероприятий, направлен-
ных на ускорение создания и вывода на режим циклической
эксплуатации подземных газохранилищ, повышение надежности и
рентабельности их .работы.
Геологоразведочные работы по поиску водоносных горизонтов,
пригодных для создания подземных газохранилищ, связаны с
большими затратами труда и материально-технических средств.
Поэтому наиболее полное и эффективное использование водонос-
ного коллектора — основная проблема теории и практики под-
земного газохранения. Основа ее решения — интенсификация
процессов взаимозамещения пластовых жидкостей и газа. Однако,
как показывают геофизические наблюдения за объемом газа в
эксплуатируемых газохранилищах [85, 90, 97, 107, 133, 147], ре-
зультаты теоретических и экспериментальных исследований отече-
ственных и зарубежных авторов [118, 119, 120, 137, 138, 143, 153—
155, 156, 159, 161, 167], степень использования порового объема
пластов сравнительно низкая. В этих условиях из-за больших по-
терь давления в призабойной зоне, обусловленных фазовыми
проницаемостями и неполным использованием вскрытого пласта,
снижаются темпы отбора газа из хранилища. Пласт коллектор —
объект создания подземного газохранилища, имеет огромную
удельную поверхность при весьма малых размерах поровых кана-
лов. Поэтому взаимозамещение пластовой жидкости и газа в
определяющей степени обусловлено поверхностными физико-хими-
ческими явлениями, свойственными неоднородной пористой сре-
де, насыщенной неоднородной газожидкостной смесью. Например,
локальная и слоистая неоднородность призабойной зоны — при-
чина незначительной осушки ее при обычном способе нагнетания
газа, а при отборе газа — быстрого обводнения эксплуатацион-
ных скважин, выноса частиц слабосцементированной пористой сре-
ды и абразивного износа забойного и устьевого оборудования сква-
жин. Такие же явления свойственны разработке искусственной
газовой залежи в пластах, вскрытых системой несовершенных сква-
жин. При этом несовершенство скважин по степени вскрытия при-
водит к возникновению конусов обводнения с сопутствующими
явлениями выноса пластовой воды и определенной фракции пес-
ка коллектора, в связи с чем резко ухудшаются продуктивные
характеристики скважин.
Настоящая монография посвящена аналитическому и стати-
стическому изучению механизма взаимозамещения жидкости и
газа в неоднородной пористой среде, способов оптимизации, управ-
ления этим механизмом; анализу условий создания и эксплуата-
ции подземных хранилищ газа, разработке, внедрению и технико-
экономической оценке результатов внедрения физико-химических
методов интенсификации в практику промышленной экс-
плуатации подземных хранилищ газа. Основные эксперименталь-
ные исследования проводились с системой вода — газ в неодно-
6
родной пористой среде, однако полученные выводы обладают
общностью и распространяются также на эксплуатацию подзем-
ных хранилищ газа, созданных в истощенных месторождениях неф-
ти и газа, и на эксплуатацию газовых и газоконденсатных место-
рождений в рыхлых коллекторах с активными контурами и подо-
швенными водами, особенно в их поздний период эксплуатации.
Физико-химические методы интенсификации и технологические
разработки по решению указанных вопросов, изложенные в этой
монографии, проходили апробацию в условиях промышленной
эксплуатации Щелковского газохранилища, обладающего всеми
особенностями подземных хранилищ газа в водоносных пластах
и служащего гигантской природной лабораторией для проверки
многих технологических разработок. Результаты промышленных
испытаний способствовали уточнению технологических расчетов и
совершенствованию технологии физико-химического воздействия
на пласт.
Технико-экономическая эффективность результатов внедрения
статистически оценена по материалам ряда лет промышленной
эксплуатации Щелковского и других ПХГ.
В основу исследований положен учет физико-химических явле-
ний, происходящих в неоднородной пористой среде при фильтра-
ции неоднородных газожидкостных систем. В этом плане ПХГ
в истощенных и обводненных месторождениях газа, в которых
пласт-коллектор представляет гидрофильную пористую среду, и
в водоносных пластах принципиально не отличаются. Поэтому
большинство методов интенсификации внедрено (и внедряется)
также и на ПХГ, созданных в истощенных месторождениях газа
и нефти.
В отечественной и зарубежной научно-технической литературе
мало монографий, посвященных проблеме подземного хранения
газа. Это труды А. Л. Хейна [118], И. А. Парного с сотрудниками
[120], А. И. Ширковского и Г. И. Задоры [129], Е. В. Левыкина
[72], Д. Л. Катца и К. X. Коутса [156]. Материалы исследований
по подземному хранению газа в основном представлены статьями
в отраслевых журналах и научно-тематических сборниках.
Методы интенсификации создания и эксплуатации ПХГ нахо-
дятся в стадии развития. Результаты первых исследований физи-
ко-химических методов интенсификации вытеснения воды газом
из пористых сред изложены в нашей совместной работе в упомя-
нутой монографии [120].
Исследования в этом направлении были начаты в Мос-
ковском институте нефтехимической и газовой промышленности
им. И. М. Губкина под руководством профессора А. И. Парного
и доцента А. Е. Евгеньева. Содержание настоящей монографии —
исследования, выполненные в 1967—1979 гг. в Уфимском нефтя-
ном институте. Некоторые результаты, изложенные в книге,
в различное время публиковались в периодической печати, до-
кладывались на всесоюзных и международных научных конферен-
циях, а ряд — публикуется впервые.
7
Автор благодарен А. X. Мирзаджанзаде, Ю. П. Коротаеву,
С. Н. Закирову за высказанные в процессе просмотра рукописи
замечания, способствовавшие улучшению содержания книги.
Промысловые испытания разработанных методов интенсифи-
кации проводились на подземных хранилищах производственных
объединений Мострансгаз, Саратовтрансгаз, Киевтрансгаз, Таш-
кенттрансгаз, Уралтрансгаз, Баштрансгаз под руководством авто-
ра. За содействие в осуществлении промысловых экспериментов
и внедрении разработок в практику промышленной эксплуатации
подземных хранилищ газа автор признателен А. Д. Седых,
В. А. Кайгородову, О. М. Карабельникову, В.П. Квасову, Г. И. Ки-
селеву, Г. И. Либерману, В. И. Парфенову. Сотрудникам кафедры
теоретической механики Уфимского нефтяного института автор
признателен за помощь при проведении исследований и оформле-
нии книги.
Глава I.
СОЗДАНИЕ И ЦИКЛИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
В ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ
ЗНАЧЕНИЕ ПХГ В ПОВЫШЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Регулирование сезонной неравномерности газопотребления, ре-
зервирование и надежность системы газоснабжения непосредст-
венно связаны с подземным хранением газа, его эффективностью
и надежностью.
Повышение удельного веса газа в топливно-энергетическом ба-
лансе страны обострило вопрос о сглаживании неравномерности
газопотребления. Различают сезонную (месячную), суточную и
часовую неравномерности потребления газа, связанные с природ-
ными условиями, нуждами промышленности и быта, с непрерыв-
ным ростом газопотребления по годам и случайным пиковым
потреблением.
В связи с дальнейшим развитием сети и производительности
магистральных газопроводов подземные хранилища газа стано-
вятся резервом для повышения надежности газоснабжения. Про-
блема надежности газоснабжения на фоне роста доли газа в
топливно-энергетическом балансе страны приобретает исключи-
тельное значение и ее развитию в последние годы уделяется
много внимания [75, 89, 107]. В классификации резервов повыше-
ния надежности Единой системы газоснабжения (ЕГС), в которых
первостепенная роль принадлежит подземным хранилищам газа,
различают перспективные и текущие (аварийные и нагрузочные)
виды резерва.
Суммарные резервы принимают в размере 6,5—10,5% от об-
щего объема газопотребления. В соответствии с существующими
представлениями 50% этого объема должно резервироваться под-
земными хранилищами.
Необходимо отметить вторую функцию подземных газохрани-
лищ, направленную на обеспечение надежности газоснабжения
по темпу подачи газа центрам потребления.
В отличие от объемных характеристик максимальный суточ-
ный отбор газа из хранилища с учетом многолетних колебаний
компенсирующего резерва должен составлять 40—50% среднесу-
точной подачи газа по газопроводу. С учетом аварийной ситуации
необходимая производительность подземных газохранилищ может
достичь 200% производительности хранилищ, рассчитанной на ре-
гулирование неравномерностей газопотребления.
9
Таблица 1.1
Основные показатели подземных хранилищ газа различных типов
Показатели Тип ПХГ 1965— 1966 г. 1970— 1971 гг. 1975— 1976 гг. 1979- 1980 ГГ.
Активный объем, млрд, м3 Максимальный су- точный отбор, млн. м3/сут В водоносных пластах 1,03 15,1 2,32 28,6 3,51 39,5 4,97 49,5
Активный объем, млрд, м3 Максимальный су- точный отбор, млн. м3/сут В истощенных месторождениях 0,138 2,35 2,169 21,9 6,870 43,8 13,9 101,7
Активный объем, млн. м3 Максимальный су- точный отбор, млн. м3/сут В соляных от- ложениях 27 1,6 56 1,5 124 2
Все это предъявляет жесткие требования к условиям эксплуа-
тации подземных хранилищ в целом и, следовательно, каждой
газовой скважины.
Из приведенных сведений следует, что для регулирования не-
равномерности потребления газа и резервирования газа с целью
обеспечения надежности газоснабжения необходимо сооружение
и циклическая эксплуатация мощных высокопроизводительных
хранилищ газа с активным объемом в несколько млрд, м3 газа,
с суточным отбором, равным десяткам млн. м3. Таким требовани-
ям отвечают подземные хранилища газа в пластах-коллекторах.
Подземные хранилища газа можно сооружать в различных
геологических формациях. Наиболее мощные и производитель-
ные — ПХГ в пластах-коллекторах (табл. 1.1).
Кроме большого активного объема и высокой производитель-
ности подземные хранилища газа, сооруженные в пластах-кол-
лекторах, имеют наименьшие удельные капитальные вложения и
эксплуатационные затраты. Об этом свидетельствуют данные, пред-
ставленные в табл. 1.2 [72, 117].
В соответствии с этим наиболее рациональны подземные хра-
нилища газа в истощенных газовых, газонефтяных месторожде-
ниях и водоносных пластах.
Основные усилия при сооружении подземных газохранилищ
направлены на осуществление мероприятий, способствующих ма-
ксимальному использованию порового . объема пласта-коллектора,
быстрому выходу на режим циклической эксплуатации и обеспе-
чению максимального темпа отбора газа из хранилищ в период
^потребления газа. Все эти вопросы тесно связаны с физико-хими-
ческим механизмом взаимозамещения жидкости и газа в неодно-
10
Таблица 1.2
Средние стоимостные показатели хранилищ различных типов
Хранилища Удельные капиталь- ные вложения, руб/1000 ма Приведенные затра- ты, руб/(1000 ма • год)
Наземные стальные резервуары низ- 100—140 100—170
кого и высокого давления Полости в устойчивых и неустойчи- 50—150 30—50
вых породах В отложениях каменной соли 50—100 12—40
Пласт-коллектор: водоносный пласт 15—40 6—10
истощенные залежи нефти и газа 10—20 4—6
родной пористой среде, игнорирование которого приводит к уве-
личению сроков строительства ПХГ, к неполному использованию
порового объема пласта-коллектора и осложнениям при эксплуа-
тации скважин. Это, в конечном итоге, сказывается на себестои-
мости хранимого газа и эффективности эксплуатации ПХГ.
Эффективность эксплуатации ПХГ, создаваемых в пластах-
коллекторах, определяется степенью взаимозамещения пластовой
жидкости и газа в периоды нагнетания (закачки) и отбора газа
из хранилища. В практике ввода подземных хранилищ газа в
промышленную эксплуатацию следует выделить два основных
типа:
— создание промышленной искусственной залежи газа с еже-
годным опытным отбором газа;
— циклическая эксплуатация подземного хранилища газа.
В процессе первого этапа происходит наращивание объема
газа в хранилище за счет того, что объем закачиваемого летом
газа больше объема газа, отбираемого зимой, хотя объемы зака-
чиваемого и отбираемого газа по годам увеличиваются. Продол-
жительность этого этапа для каждого отдельного хранилища
различна и зависит от физико-геологических условий залегания
пласта-коллектора и от технической оснащенности станции ПХГ
на данном этапе развития, так как мощности компрессорных
станций и число эксплуатационных скважин наращиваются за
несколько лет. На первом этапе число нагнетательных скважин
превышает число скважин, из которых проводится отбор. Это
связано с необходимостью ускорения освоения и осушки пласта-
коллектора.
Этап нормальной циклической эксплуатации начинается с мо-
мента достижения проектного объема хранимого газа. При этом
общий объем газа в хранилище равен сумме активного и буфер-
ного объемов. Соотношение этих составляющих в общем объеме
газохранилища зависит от многих причин.
Несоответствие объемов закачиваемого и отбираемого газа
обусловлено в первую очередь особенностями геологического строе-
ния объектов ПХГ, большинство которых характеризуется лито-
логической неоднородностью как по площади, так и по разрезу.
11
Наличие неоднородности вызывает неравномерную работу сква-
жин и большую приемистость скважин в процессе закачки, чем
продуктивность в процессе отбора, так как при значительной
депрессии начинается поступление в скважину пластовой жидко-
сти. Это приводит к необходимости сокращения отбора газа, в то
время как создаваемые в процессе закачки газа практические
любые репрессии на пласт не вызывают никаких нежелательных
явлений. Главная задача при циклической эксплуатации ПХГ —
максимальное приближение к равенству закачиваемого и отби-
раемого объемов газа в течение цикла.
Один из основных показателей циклически эксплуатируемого
газохранилища — отношение количества извлекаемого в период
отбора газа к количеству закачанного в пласт газа в процессе
заполнения газохранилища. Это отношение в период первых не-
скольких циклов равно 0,3—0,5. При выходе хранилища на режим
циклической эксплуатации этот коэффициент приближается к
единице, а в идеальном случае становится равным единице7 По
данным эксплуатации существующих отечественных и зарубежных
газохранилищ, созданных в водоносных пластах, режим цикличе-
ской эксплуатации достигается за 6—8 лет. Отношение извлекае-
мого объема к общему количеству закачанного в пласт газа для
хранилищ в водоносных пластах составляет при этом 0,5—0,65.
Таким образом, количество буферного газа составляет 0,35—0,5
от обшей емкости хранилища газа.
Процесс взаимозамещения газа и жидкости в пористой среде
весьма сложен и зависит от геолого-физической характеристики
структуры пласта. Изучение особенностей геологического строения
отечественных и зарубежных подземных хранилищ показывает,
что при всем разнообразии их в тектоническом, литологическом
и гидрогеологическом отношениях важнейшим признаком явля-
ется неоднородность физических свойств коллекторов как по тол-
щине, так и по простиранию. Взанмозамещение пластовой жидко-
сти и газа в процессе создания или циклической эксплуатации
хранилищ газа зависит от распределения проницаемости по
пласту, в связи с чем изучение влияния этого фактора является
одним из основных вопросов при интенсификации добычи газа.
/Анализ процесса создания и циклической эксплуатации под-
земных газохранилищ в пластах-коллекторах показывает, что ос-
новными причинами их медленного развития (длительный выход
на режим циклической эксплуатации, неполное обеспечение про-
ектного темпа и степени отбора газа) являются проблемы, связан-
ные с такими геолого-физическими характеристиками пласта-кол-
лектора, как; неоднородность пласта-коллектора (макро- и микро-
неоднородности); несцементированность пласта-коллектора; за-
труднительность осуществления на данном этапе развития сети
подземных хранилищ газа гидродинамического способа управле-
ния движением газоводяного контакта.
Это приводит к неуправляемости движения газоводяного кон-
такта, уходу газа за пределы проектных отметок, вследствие чего
12
уменьшаются запланированные параметры хранилища; к преж-
девременному обводнению эксплуатационных скважин и хранили-
ща в целом в период отбора газа и, как следствие, к снижению
дебитов скважин и активного объема газохранилища; к выносу
несцементированного песка коллектора, представляющему основ-
ную причину снижения дебита скважин, а иногда и приводящему
к аварийной ситуации с угрозой разрушения забойного и устье-
вого оборудования и образования грифонов.
В результате возрастают сроки создания ПХГ и вывода их на
проектный режим циклической эксплуатации.
ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
В газогидродинамическом отношении задачи, возникающие при
создании и эксплуатации ПХГ, близки к вопросам разработки
нефтяных и газовых месторождений, так как связаны с определе-
нием поля давлений, насыщенности, перемещения границы разде-
ла газ — нефть — вода, вода — газ, также с установлением конеч-
ной нефте- и газоотдачи.
Циклический характер эксплуатации подземных хранилищ га-
за — специфическое отличие от эксплуатации газовых и нефтяных
месторождений. При циклическом характере эксплуатации, когда
происходит периодическая смена направления движения границы
раздела газ — вода в неоднородной пористой среде, на первый
план выдвигаются капиллярно-поверхностные явления, оказываю-
щие влияние на пространственно-временное распределение давле-
ния и насыщенности.
При проектировании газовых хранилищ в водоносных пластах
одним из наиболее существенных вопросов является определение
числа и расположения эксплуатационных (газовых и наблюда-
тельных) скважин. В процессе создания и опытно-промышленной
эксплуатации (ОПЭ) хранилищ газа скважины систематически
исследуются с целью уточнения коллекторских свойств пласта и
определения продуктивных характеристик газовых скважин. Все
это позволяет уточнять потребное число скважин и их рабочие
дебиты. Режимные испытания скважин проводят в конце цикла
закачки или же в нейтральный период. Установленные таким об-
разом режимы позволяют определять добывные возможности
ПХГ в предстоящем сезоне отбора. Следует отметить, что циклич-
ность эксплуатации и связанные с ней большие скорости движения
газоводяного контакта приводят к существенным изменениям про-
дуктивных характеристик газовых скважин в период отбора газа.
Смена направления движения газа и вытесняемой воды, высокая
водонасыщенность в конце отбора и в начале закачки, несцемен-
тированность пласта-коллектора, а также значительные перепады
давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта-
коллектора. Наличие в призабойной зоне трехкомпонентной систе-
мы (газ — вода — конденсат) способствует отделению цементи-
13
Таблица 1.3
Характеристика скважины № 59
Цикл ж эксплуа- тации Значения коэффициентов фильтрационного сопро- тивления
а 1 6
1-я г р у п п а
8 1,0 0,0022
10 0,7 0,0029
И 0,77 0,00125
13 0,5 0,0018
2-я группа
11 0,77 0,00125
12 0,24 0,0021
И 0,03 0,00088
11 0,01 0,0012
3-я группа
9 0,43 0,00085*
9 0,16 0,0013*
9 0,34 0,0020*
• Отмечен ВЫНОС жидкости и песка.
рующей глины. В результате
тонкодисперсные зерна породы
приобретают подвижность. В при-
забойной зоне скапливается от-
носительно подвижный массив
глинистого, алевритового и пес-
чаного материала, оказывающий
существенное влияние на сопро-
тивление потоку флюидов. В
табл. 1.3 приведены результаты
исследования газовой скважины
№ 59 Щелковского газохрани-
лища [85].
В таблице произведена груп-
пировка коэффициентов фильт-
рационных сопротивлений в за-
висимости от времени испытания
газовых скважин, приходящего
на конец закачки и нейтральный
период, а также в конечный
период отбора газа. Как было
отмечено ранее и показано нами
экспериментально [55, 59], неод-
нородность пласта-коллектора по
площади и толщине приводит
при нагнетании газа в хранилище
к образованию целиков воды, которые при извлечении газа из
хранилищ приобретают подвижность и влияют на фильтрацион-
ные характеристики ПЗП для газа. Поэтому при отборе газа из
хранилища фильтрационные характеристики ПЗП ухудшаются.
При этом еще не наблюдается выноса жидкости и песка. Напри-
мер, как следует из второй группы исследований при отборе га-
за без видимых проявлений выноса жидкости и песка коэф-
фициент а резко падает с 0,77 до 0,01 за время отбора из храни-
лища всего 0,66 млн. м3 газа. По всем гидродинамическим пара-
метрам в данный период в хранилище соблюдается газовый
режим.
В период обводнения ПЗП, как видно из третьей группы ис-
следований, значения коэффициентов претерпевают существенные
изменения, связанные с движением пластовой воды, выносом ее
и песка в скважину, засорением и кольматацией фильтров и при-
легающих к ним областей глинистыми частицами пласта. Все это
говорит о том, что осушке призабойной зоны и всего пласта долж-
но уделяться самое пристальное внимание.
В процессе создания подземных газохранилищ, как следует
из данных ВНИИГаза [90, 113], возникает необходимость реше-
ния некоторых технологических задач, связанных с уточнением
емкостных и фильтрационных параметров пласта-коллектора, с
оценкой герметичности пласта-покрышки, разломов, сбросов. Эти
14
задачи, а также установление характера подвижности пластовых
вод (целики и др.), определение приемистости и практических
дебитов скважин, при которых возможен отбор без выноса воды
или песка, возникают вследствие неполноты геологической инфор-
мации в период проектирования ПХГ.
Одним из важных вопросов при циклической эксплуатации
является установление возможных перетоков газа за пределы гео-
логической ловушки и их предотвращение. Перетоки газа оказы-
вают определяющее влияние на расширение хранилища и могут
служить причиной существенного ухудшения проектных показа-
телей. Практика эксплуатации Гатчинского, Полторацкого и дру-
гих подземных хранилищ газа показывает, что такое снижение
может быть весьма значительным. В этой связи в процессе созда-
ния и эксплуатации ПХГ необходимо проведение регулярных до-
рогостоящих исследований по установлению возможных перетоков,
определению герметичности кровли и подошвы. Эти исследования
включают систематические пьезометрические, термометрические,
газометрические, геохимические и геофизические измерения в бу-
рящихся, наблюдательных и эксплуатационных скважинах.
Развитие системы газоснабжения страны предусматривает рост
темпа (сезонного и суточного) и степени отбора газа из ПХГ.
Перевод все большего числа предприятий в последние годы на
газоснабжение обусловливает использование подземных газохра-
нилищ на режиме пикового газопотребления, связанного с крат-
ковременными похолоданиями. По данным ВНИИГаза [72], сниже-
ние температуры от —15 до —20° С вызывает по районам центра
рост газопотребления до 4 млн. м3/сут. Эксплуатация подземных
хранилищ газа на пиковом режиме газопотребления приводит к
активному перемещению контурных и подошвенных вод, прорыву
языков обводнения к группе газовых скважин, их обводнению.
При этом сильно снижается коэффициент использования активно-
го объема газа, что сказывается на технико-экономических пока-
зателях эксплуатации хранилища. Следовательно, эти объективные
причины приводят к нарушению технологического режима отбора,
гидродинамически рассчитанного с целью обеспечения равномер-
ного стягивания контура ГВК и получения наибольшего значения
активного объема ПХГ.
Интенсификация отбора газа, как свидетельствует практика
эксплуатации подземных газохранилищ, газовых и газоконденсат-
ных месторождений, сталкивается с рядом трудностей, основными
из которых являются: обводнение скважин за счет пропластковых,
краевых и подошвенных вод; ухудшение фильтрационных харак-
теристик призабойной зоны в результате кольматации и изменения
фазовых проницаемостей; суффозия и разрушение призабойной
зоны в рыхлых и слабосцементированных коллекторах.
Изучению этих вопросов посвящен ряд теоретических и экспе-
риментальных исследований в лабораторных и промысловых усло-
виях [35—40, 51—65, 85, 104, 118—121, 138—161, 164, 165, 168,
171 и др.].
15
Имеющиеся результаты и опыт эксплуатации показывают, что
эффективное решение этих вопросов может быть получено с уче-
том физико-химических явлений, происходящих в пористой среде.
Такие способы интенсификации, как удаление водоконденсатной
смеси с забоя скважин различными путями, достаточно эффек-
тивны, однако недолговременны. Предлагаемые методы плохо
обоснованы как с количественной, так и с качественной позиции.
Такое положение, когда для обработки каждой скважины необ-
ходимо эмпирическим путем подбирать состав реагента и его
количество, нельзя считать удовлетворительным. При решении
этого вопроса наиболее эффективный способ в технико-экономи-
ческом отношении — использование физико-химических методов
для селективной изоляции воды в призабойной зоне пласта. Кро-
ме того, в песчаниках, где цементирующее вещество представлено
глинами, обводнение связано с образованием слабоконцентриро-
ванных глинистых растворов. Эти вопросы мало изучены и не
имеют должного решения.
Снижение фазовой проницаемости для газа может произойти
не только за счет пластовой активной или реликтовой воды, но
и за счет конденсационной, либо попавшей в ПЗП в период
бурения или ремонта. Если влажность газа в пласте достаточно
высокая, то эта вода может не испаряться. Эффективным спосо-
бом борьбы с выносом песка в этом случае является гидрофоби-
зация пласта, в том числе природными углеводородными жидко-
стями и продуктами их переработки.
Рациональная борьба с пескопроявлением, как показывает
практика, не может быть универсальной. В зависимости от назна-
чения скважины и геолого-физических параметров пласта можно
применять химические, механические и механохимические способы
крепления. Таким образом, подземное хранение газа кроме тра-
диционных вопросов выдвигает специфические задачи, решение
которых требует детального изучения физико-химического меха-
низма явлений и управления сложным процессом взаимозамеще-
ния жидкостей и газов в неоднородной пористой среде,
Глава II
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА ВЗАИМОЗАМЕЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ И ГАЗА В НЕОДНОРОДНЫХ ПОРИСТЫХ
СРЕДАХ
ВЛИЯНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА УСТОЙЧИВОСТЬ
ДВИЖЕНИЯ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ФАЗ И ПОЛНОТУ ЗАМЕЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ ГАЗОМ В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ
В вопросах теории и практики добычи нефти и газа в послед-
нее десятилетие особое внимание уделяется применению уточнен-
ных моделей процессов и флюидов. В ряде важных случаев это-
совершенно необходимо и обязательно, например в вопросах при
проектировании разработки и эксплуатации месторождений ано-
мальных нефтей, а также заглинизированных газовых и газокон-
денсатных месторождений, эксплуатируемых при водонапорном
режиме. В расчетах разработки месторождений маловязких неф-
тей, газовых и газоконденсатных месторождений с достаточно
высокими фильтрационными характеристиками использование за-
конов Ньютона и Дарси дает удовлетворительное соответствие
практике. При фильтрации неоднородных флюидов в тонкопори-
стых малопроницаемых пластах могут проявиться отклонения от
линейных законов Ньютона и Дарси. На то указывают многочис-
ленные экспериментальные исследования, проведенные в лабора-
торных и промысловых условиях. По данным А. X. Мирзаджанза-
де, отклонения закона фильтрации от линейного могут отмечаться
в заглинизированных пропластках при фильтрации воды и газо-
водяной смеси [82]. Источник их проявления при фильтрации
воды — растворение в ней глинистой составляющей пористой
среды.
В общем случае реологические кривые течения аномальных
нефтей имеют очень сложную форму, для описания которой необ-
ходимо определять множество констант. Например, сотрудниками
Уфимского нефтяного института во главе с В. В. Девликамовым
были получены кривые и эмпирические формулы, выражающие
консистентность и подвижность аномальных нефтей в пористой
среде [30]. Использование такой модели для построения гидроди-
намической теории фильтрации создает большие сложности и
требует применения численных методов. В связи с этим для
построения гидродинамической теории фильтрации используется
модель вязко-пластичной жидкости с использованием понятия
предельного градиента давления [79]. Такая теория построена
В. М. Битовым и М. Г. Бернадинером [13]. Полученные практиче-
ские результаты этой теории показывают, что в отличие от взаимо-
] Им. X ————
11Имотм«УНИ
17
замещения вязких жидкостей отклонения от линейного закона
приводят к дестабилизации течения даже при благоприятном
соотношении вязкостей, к уменьшению текущего и конечного ко-
эффициента замещения, к образованию застойных зон. Однако
в своей работе [82] А. X. Мирзаджанзаде отмечает, что далеко не
всегда экспериментальные данные идеально соответствуют закону
фильтрации с начальным градиентом давления, часто истинного
начального градиента не существует, т. е. движение продолжается
при сколь угодно малых градиентах, но с резко повышенной
эффективной вязкостью. В связи с этим указанные результаты
являются предельным случаем проявления нелинейных эффектов.
При этом «застойные» зоны следует понимать как зоны, в кото-
рых скорость фильтрации на несколько порядков ниже, чем в
основном потоке. В конечном итоге теоретический результат ока-
зывается близким к практическому — разработка затягивается,
текущие и конечные коэффициенты газонефтеотдачи уменьша-
ются.
Закономерности движения жидкостей и газов в пористой сре-
де статистические, составляющие которых соответствуют законо-
мерностям движения в достаточно большой системе сообщающих-
ся между собой поровых каналов, имеющих случайное распреде-
ление коллекторских характеристик.
Ввиду большого числа элементов, составляющих рассматри-
ваемую сплошную среду, осредненные характеристики фильтраци-
онного движения жидкостей и газов оказываются достаточно
устойчивыми и практически не носят вероятностный характер
[9, 71].
При изучении движения жидкости и газа в пористой среде
в соответствии с методами механики сплошной среды [106] приня-
то использовать феноменологическую макроскопическую теорию,
•основанную на закономерностях, полученных из опыта. Во всех
случаях, кроме оговариваемых, будем полагать, что процесс про-
текает в течение достаточно большого промежутка времени, на-
много превышающего время релаксации. При изучении процесса
создания подземных хранилищ главное внимание будем уделять
физико-химическому механизму замещения жидкости газом в по-
ристой среде, выяснять качественное влияние каждого фактора
на процесс вытеснения, что является предпосылкой для разработ-
ки физико-химических методов интенсификации. Поэтому важно
изучить механизм замещения жидкости газом в неоднородных
пористых средах с учетом проявления нелинейных эффектов.
По неоднородности коллекторских свойств пористые пласты
разделяют на микронеоднородные, локально-неоднородные и сло-
истые. Микронеоднородность связана с геометрией поровых кана-
лов, находящихся друг от друга в непосредственной близости.
Локально-неоднородный пласт состоит из больших и малых вклю-
чений, резко отличающихся по коллекторским свойствам. Каждый
участок такого пласта также микронеоднороден [26, 120].
Слоистость пласта, заключающаяся в различии свойств по тол-
18
щине напластования, также включает предыдущие типы неодно-
родности.
При взаимном замещении несмешивающихся жидкостей из по-
ристой среды на границе их контакта возникают капиллярные
силы. Вследствие неоднородности пласта эти капиллярные силы
распределены неравномерно и оказывают определяющее влияние
на конфигурацию фронта. Причиной этого является то, что капил-
лярные силы действуют на расстояниях, сопоставимых с размера-
ми пор, и градиенты капиллярных давлений могут существенно
превысить градиенты гидродинамического давления. Градиент ка-
пиллярного давления имеет величину сг/г2.
Рассмотрим механизм замещения жидкости газом в неодно-
родных пористых средах. Направление действия капиллярных сил
при нагнетании газа зависит от смачиваемости породы находя-
щейся в ней жидкостью, поэтому сооружение подземных храни-
лищ газа в водоносных песчаных коллекторах предопределяет
однозначность проекции капиллярных сил на направление движе-
ния. В процессе вытеснения жидкости газом из лиофильной пори-
стой среды возникающие на границе раздела фаз капиллярные
силы препятствуют проникновению газа в среду. При решении
задач интенсификации пористая среда подвергается обработке
различными веществами, поэтому предположим, что вытесняемая
и вытесняющая фазы могут иметь неньютоновские свойства. При
построении механизма замещения учитываем неньютоновские свой-
ства жидкостей (приближение А. X. Мирзаджанзаде) и использу-
ем схему И. А. Парного.
Замещение в локально-неоднородной пористой среде
Вследствие неоднородности физических свойств пористой сре-
ды вытесняющий газ встречается с неравномерно распределенным
по фронту капиллярным давлением. Это распределение, как и рас-
пределение проницаемости, носит случайный характер и может
быть описано вероятностными методами.
Капиллярное давление зависит от насыщенности пористой сре-
ды жидкостью. Эта зависимость учитывается функцией Леверетта
[123]. Из этого выражения видно, что капиллярные силы на мало-
проницаемых участках пористой среды, встречающихся на пути
движения границы раздела фаз, представляют дополнительное
препятствие, которое газ стремится обойти. Поэтому вследствие
неоднородности среды жидкость будет отставать от общего фрон-
та, а газ — опережать ее по высокопроницаемым участкам. В ре-
зультате образуются языки и возникает возможность развития
неустойчивого фронта вытеснения. Коэффициент вытеснения (за-
мещения), определяемый как отношение объема пор, занятых га-
зом, ко всему объему пор коллектора от нагнетательной скважины
до радиуса фронта газ — жидкость, будет зависеть от устойчиво-
го движения границы раздела. Для определения условия устойчи-
вости фронта рассмотрим радиальное вытеснение воды газом из
19>
гидрофильной микронеоднородной пористой среды [53, 54]. Допу-
стим, из-за случайной неоднородности пористой среды образо-
вался язык. Для устойчивого движения границы раздела фаз
необходимо, чтобы этот язык не развивался. Аналогичная задача
без учета капиллярных сил и нелинейных эффектов рассмотрена
И. А. Чарным [123].
Рассмотрим физико-химический механизм замещения и устой-
чивости движения фронта газ — жидкость с учетом нелинейных
эффектов. Уравнение фильтрации жидкости с предельным гради-
ентом сдвига имеет вид [13, 78, 81]:
й/2 (S) dp2 / Q \
Ай =----------х— /1 — гт:—i V,
др
dr
g2.
(2.1)
Фильтрация замещающего газа подчиняется закону Дарси
^1 («) др2
Wt —--------
ц2 дг
Капиллярное давление учитывается функцией Леверетта
Рк ($) = Р\ —Pi = a cos 6/ (s) ]/
(2.2)
(2-3)
Тогда, выполнив преобразования, согласно [54] получим усло-
вие устойчивого движения границы раздела:
5(<._1)+йг_ЛА2.ДДАА£<0, (2.4)
тэ ' тэ Pl dr v '
где тэ — эффективная пористость.
Отсюда видно, что источник возмущения движения ГВК —
малопроницаемые участки, в которых будут образовываться застой-
ные зоны.
Рассмотрим предельное вытеснение воды эмульсией в заглини-
зированном водоносном пласте. Для этого случая уравнения дви-
жения можно записать
*/j (s) др{ / G1 \ Idp, I
wi ---------T- / 1---ч—. V, К— > Cri, (2.5)
11, dr I др\ I | dr |
\ дГ |/
при
др\!дг <Gi, wi=0, (2.6)
*/2 <s> dp2 I G2 s I 1 . r 74
w2 -----------д- / I — -j-r—г V, Hr >G-» (2.7)
[i2 dr др2 I dr |
\
при
dpjdr < G-г, w2 = 0, (2.8)
pK (s) = pi — P2 = a cos 6/ (s) J/ у. (2.9)
20
Прежде чем определять условие устойчивого движения границы
раздела, рассмотрим соотношение предельных градиентов Gi и Gi.
При замещении жидкости из однородной заглинизированной пори-
стой среды можно предположить, что Gi > G2. Рассмотрим область,
где | др\!дг | > Gi. Тогда условие устойчивости примет вид
+ (G2-G1)<0, (2.10)
где
¥ = p-2/1 (s)/pi/2 (s).
При замещении ньютоновской жидкости газом с учетом угла
наклона пласта согласно [54] получим
/ п k , v дг k f\ (s) - , , as n ...
(7.-72)^--.—Pk(s) ^<0. (2.11)
Проверим соблюдение условия (2.11) оценкой влияния каждого
из физических параметров на устойчивость движения границы раз-
дела. График функции (<р — 1) = ф (s)/v2, построенный на основании
кривых Викова и Ботсета, приводится на рис. 2.1, из которого
видно, что соотношение фазовых проницаемост ей способствует уста-
новлению устойчивого фронта в очень коротком интервале измене-
ния насыщенности. Этот факт отражает наблюдаемое в экспери-
ментах явление неподвижности газа при высокой водонасыщенности.
Повышение вязкости вытесняемого агента, т. е. р-о > 1, как следует
из графиков, способствует потере устойчивости фронта, так как от
этого соотношения зависит величина области отрицательных значе-
ний выражения (<р — 1).
Из выражения (2.11) следует, что уменьшение скорости вытес-
нения V2 способствует повышению устойчивости фронта, снижению
языкообразования, следовательно, должно привести к повышению
коэффициента вытеснения. Экспериментальные, данные, полученные
нами на образцах микронеоднородных пористых сред, подтверждают
этот вывод [51, 120].
Второе слагаемое выражения (2.11) состоит из двух сомножи-
телей, которые могут иметь разные знаки, поэтому рассмотрим их
отдельно.
Случай а — подземное газохранилище создается в горизонталь-
ном водоносном пласте, при этом дг/дг = 0, следовательно, второе
слагаемое равно нулю.
Случай б — подземное газохранилище создается в купольных
или пологозалегающих, слабонаклонных структурах, при этом <0,
а так как (yi—72) < 0, то в этом случае наклон пласта способ-
ствует установлению устойчивого фронта. Это отражает физическое
явление, заключающееся в том, что в антиклиналях силы гравита-
ции играют положительную роль.
21
Рис. 2.1. График функции (<р — 1) =
= f [Цо, /] (S), /2(3)| при вытеснении
воды агентами, имеющими различ-
ную вязкость
1 — и0 = 0,001; 2 — и» = °>01'’ 3 — и-о =
=0,1; 4-р.0= 1;5-р„ = 20;4-Ио =
60; 7 — = ЮО
/20 //0 /ДО
Рис. 2.2. Неустойчивый фронт вытеснения
воды газом из микронеоднородных (а, б)
и макронеоднородных (в) пористых сред1
а — линейная модель; б—радиальная модель;
в—трехслойная модель
Третье слагаемое выражения (2.11) содержит произведение
р'л (s) Из литературных данных, например [123], следует, что
во всем интервале изменения насыщенности рк (s) <0, а ^>0.
Следовательно, третье слагаемое всегда больше нуля. Это пока-
зывает, что капиллярные силы в гидрофильной пористой среде
способствуют потере устойчивости движения границы раздела газ —
вода. Полученный вывод можно распространить на случай вытесне-
ния смачивающей жидкости несмачивающей, так как в этом случае
22
характер изменения рк (s) сохранится. При вытеснении смачиваю-
щей жидкостью несмачивгющей капиллярные силы будут способ-
ствовать установлению устойчивого фронта замещения, так как
характер зависимости рк(S) дает -^ > 0.
Этому случаю соответствует замещение нефти или газа водой
из гидрофильной пористой среды. При этом образовавшийся язык
рассасывается благодаря капиллярной пропитке [20]. Из рассмот-
рения третьего слагаемого видно также, что при увеличении p-i
отрицательное влияние капиллярных сил будет уменьшаться. Таким
образом, анализ выражения (2.11) показывает, что для повышения
устойчивости движения границы раздела фаз необходимо увеличить
вязкость и уменьшить фазовую проницаемость для вытесняющего
агента, а также изменить влияние капиллярных сил либо умень-
шением их абсолютной величины, либо изменением направления
действия.
Экспериментально это положение было подтверждено на ми-
кронеоднородной линейной и радиальной моделях пласта. Визу-
альное и фотографическое изучение фронтообразования и движе-
ния границы раздела вода — газ показывают, что при замещении
воды азотом (моделью природного газа) из микронеоднородной
пористой среды образуется неустойчивый фронт (рис. 2.2) и коэф-
фициент замещения весьма низок.
Анализ выражения (2.10) аналогичен (2.11) и показывает, что
устойчивость границы раздела фаз зависит от смачиваемости по-
роды, от значений предельных градиентов сдвига и от безразмер-
ного комплекса <р, представляющего отношение подвижностей.
Повысить устойчивость фронта или увеличить полноту замещения
можно также за счет снижения фазовой Проницаемости пористой
среды для вытесняющего флюида.
Замещение в слоисто-неоднородной пористой среде
Проблема образования фронта газ — вода в слоистых пластах
с учетом капиллярных давлений была впервые поставлена
И. А. Чарным в предположении послойного движения газа и воды
[123]. Это соответствует предельной анизотропии пласта по нор-
мали к напластованию, ka = со. Как показали дальнейшие теоре-
тические и экспериментальные исследования, это предположение
справедливо для образования фронта, а при дальнейшем движе-
нии границы раздела происходят интенсивные перетоки жидкости
и газа между слоями, приводящие к стабилизации фронта вытес-
нения [51, 120].
При замещении жидкости газом из слоистой и локально-неодно-
родной пористой среды газ в первую очередь внедрится в более
проницаемую часть пласта. К некоторому моменту времени фронт
в высокопроницаемой части пройдет расстояние L, потери давления
на котором Дрп = р\—Р\\- В зоне, занятой жидкостью, в сечении
23
II давление р меньше рп на величину капиллярного давления
Рк (A2s2).
Примем по И. А. Парному, что в исходный момент в зоне чистой
жидкости в сечении II устанавливается гидростатическое распре-
деление давления. Тогда для начала движения жидкости в низко-
проницаемой части необходимо создать перепад давлений для пре-
одоления
градиента
разности капиллярных давлений (2.12) и предельного
сдвига (2.13):
о COS
(2-12)
=Gi.
(2.13)
образом, движение жидкости в низкопроницаемой части
Таким
начнется при условии
_ / Г / (Ил О. 4 Т Л •»
pi — Рп > / (51) ocos6 ]/ -----/($2)acos0 1/ -= + L. (2.14)
V «I V «2 V *1
Левую часть этого выражения, используя закон Дарси, можно
представить в виде
Используя (2.14), (2.15)
лея — Леверетта фронтовая
проницаемости, получим
п „ _ Ап [ V Al I °2Т°2 Г
pI_pll_ip=J.Jra.rf; + _д.
О
и учитывая, что согласно теории Бак-
насыщенность не зависит от величины
(2-15)
a COS 9/ (s)
а1т01 а2т02 \ 0
г /м
(2.16)
L
о
Из (2.16) следует, что увеличению полноты замещения будет
способствовать наличие предельного градиента сдвига у вытесняю-
щего агента. При замещении ньютоновской жидкости газом вместо
(2.16) будем иметь
L
С v
dl<0.
(2-17)
Первый член этого выражения представляет разность капил-
лярных давлений на границе газ — жидкость между менее про-
ницаемым и более проницаемым пропластками. После стабилиза-
ции фронта можно считать, что эта разность становится постоян-
ной. Таким образом, длина разбега фронтов L в разнопроницае-
24
мых пропластках тем меньше, а следовательно, замещение, кон-
тролируемое по высокопроницаемому пропластку, тем полнее по
отношению к Vnop всего пласта, чем ближе значения проницае-
мостей пропластков (при более однородной пористой среде) и
больше вязкость вытесняющего агента. Учитывая, что вязкость
вытесняющего газа даже в пластовых условиях в 50—70 раз
меньше вязкости воды, этот разбег фронтов принимает значи-
тельные размеры.
Как видно из рисунка см. 2.2, в и формулы (2.17) фронт газ —
жидкость, встречая на своем пути локальную неоднородность
(участок с пониженной проницаемостью) должен отстать от об-
щего фронта. Внедрение газа в этот малопроницаемый участок
начнется согласно формуле (2.17). Если же размер неоднородного
участка меньше разбега фронта L, то этот участок не будет
подвергаться осушке. Поэтому низкопроницаемые участки неболь-
шой протяженности будут обойдены фронтом газ — жидкость и
окружены капиллярными менисками. Эти участки без применения
методов интенсификации из дальнейшей работы хранилища ис-
ключаются.
Аналогичные островки, заполненные газом, могут иметь место
в высокопроницаемых включениях, расположенных от скважины
на расстоянии, на котором скорость капиллярной пропитки выше
скорости движения частиц под действием гидродинамических сил
давления. Такие островки представляют защемленный газ. Подоб-
ные явления отмечаются многими исследователями при рассмот-
рении систем нефть — вода, газ — вода в различных пористых сре-
дах [ПО, 115, 120, 127, 138, 139, 151 и др.].
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА ПОЛУЧЕННЫХ ВЫВОДОВ
ФИЗИЧЕСКИМ МОДЕЛИРОВАНИЕМ ПРОЦЕССА ЗАМЕЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ ГАЗОМ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Постановка задачи и установление определяющих параметров
процесса и критериев подобия
Как было показано в предыдущих параграфах, особую слож-
ность при сооружении подземных хранилищ газа вызывает слоис-
тая неоднородность пласта-коллектора. Наличие гидродинамиче-
ской связи между пропластками оказывает существенное влияние
на сроки создания и показатели циклической эксплуатации ПХГ.
Решение задачи интенсификации взаимозамещения жидкости и
газа в неоднородной пористой среде с учетом происходящих при
этом физико-химических процессов наиболее рационально прово-
дить физическим моделированием.
При вытеснении воды г.азом в пористой среде образуется фронт,
по одну сторону от которого движется вода, по другую — смесь
газа и воды. В прифронтовой зоне происходят перетоки, обуслов-
ленные неоднородностью пористой среды и капиллярными силами,
05
которые со временем приводят к стабилизации фронта, а сле-
довательно, и коэффициента вытеснения [51, 120].
Для изучения процесса вытеснения жидкости газом выделим
в качестве параметра оптимизации а — коэффициент безгазового
замещения или коэффициент осушки. Тогда функция отклика пред-
ставится в виде
а = a (kt, mi, St, в, 0, Др, L, р.2, hi, Ду, р, М, t), (2.18)
где I — принадлежность параметра t-му пропластку.
Согласно (2.18) функция отклика для однородного пласта за-
висит от 14 параметров. Для построения уравнения регрессии не-
линейной модели при планировании полного факторного экспери-
мента с варьированием кодированных параметров на двух уров-
нях, как известно, необходимо предусмотреть проведение 214 =
= 16 384 опытов, что явно нерационально. Следовательно, необхо-
димо сократить число экспериментов как за счет отсеивания
малозначимых факторов и их взаимодействия, так и за счет
уменьшения независимых координат переходом к безразмерным
параметрам (критериям подобия). В исследованиях критериаль-
ных зависимостей введение дополнительных размерных единиц
позволяет еще более сократить число независимых параметров
[18, 105].
Применение математических методов планирования экспери-
мента позволяет получить адекватное уравнение регрессии для
сложных физических процессов с учетом протекающих физико-
химических явлений. Но, как будет показано далее, этому должен
предшествовать детальный анализ условий динамического подо-
бия экспериментального и естественного процессов. В самом деле,
выбор условий опыта всегда не произволен, в особенности при
моделировании пластовых процессов. Для определения условий
проведения опыта и выбора постоянных параметров эксперимен-
тальных установок воспользуемся теорией подобия.
Принимая, что L, &р, ри— величины с независимыми размер-
ностями (определитель, составленный из их размерностей, отличен
от нуля), в соответствии с П-теоремой теории размерностей [105]
получим
74 = ---, 775 = COS 9, 77Э =М, 7С2 = Г-|-----5--Г,
gradpl’
г ОТ
Р-2 о h
«6 = — , Trio ------«з = -Г-, 1Г7 = т,
н м,т/Л L
г т
771!=^. 774 = / (S), 778 = А (2.19)
20
Физическая сущность полученных критериев подобия
Известно, что П-теорема не дает способа определения наиболее
важных для изучаемого процесса безразмерных комплексов. Прак-
тически всегда в возможной многовариантной системе безразмерных
комплексов эффективность разных П-комплексов различна. Это —
существенный недостаток П-теоремы. Для преодоления этой труд-
ности имеются различные пути ст опыта и интуиции исследователя
до фракционного анализа имеющихся дифференциальных уравнений
процесса (необходимо отметить, что если имеется полная система
дифференциальных уравнений и граничных условий, нет необходи-
мости прибегать к П-теореме).
Для того чтобы воспользоваться имеющимся опытом других
исследователей, полученные критерии приведены к некоторому
«стандартному» виду. При этом использована система критериев
подобия, полученная [23, 134] Д. А. Эфросом и Ш. К. Гиматудино-
вым при изучении процесса вытеснения нефти водой из пористых
сред нормализацией дифференциальных уравнений М. Маскета
[76, 77], другой вид системы приводится в работе [20]. Выявим
физический смысл наиболее сложных критериев подобия. Для
удобства анализа и интерпретации результатов эксперименталь-
ных исследований использованы в уравнениях (2.19) вместо кри-
териев s и 0 функции этих критериев I (s) и cos 0.
Безразмерный краевой угол смачивания 0 является существен-
ным параметром в задачах вытеснения из пористой среды. Это
объясняется зависимостью величины и знака капиллярных сил
от угла смачивания и проявлением кинетического гистерезиса
смачивания. Статический краевой угол смачивания 0о воды
для гидрофильной поверхности, какой является поверхность квар-
цевого песка, близок к нулю. При вытеснении воды газом он
становится еще меньше. Поэтому, как показали исследования
Б. В. Дерягина [34], 0( (угол отступления) в этом случае с высо-
кой степенью точности можно принять равным нулю. Кинетиче-
ские явления при вытеснении газа водой приводят к проявлению
гистерезиса смачивания. В связи с этим при моделировании не-
соблюдение натурного значения критерия jt5 приведет к наруше-
нию физико-химического подобия. Физико-химическое подобие
обусловливает выбор материала пористой среды и флюидов, ис-
пользуемых в экспериментах.
Выясним физическую сущность критерия иц
= (2 20)
Др 1/
V mi
Из (2.20) видно, что критерий тс, (критерий Эфроса) показывает
отношение сил капиллярного давления
Т 1 ®
27
и сил гидродинамического перепада давления Др. В естественных
условиях это отношение весьма мало, реализация его в
ментах связана с большими трудностями.
Представим критерий те2 в следующем виде
. acos6/(s£)
[ grad р |'
Из выражения (2.21) очевидно, что тег есть отношение
капиллярного давления к градиенту гидродинамического
Здесь же видна связь этого критерия с фазовыми проницаемостями,
зависящими от насыщенности пористой среды газом.
Критерий тею, представленный в виде
экспери-
(2.21)
градиента
давления.
показывает отношение гравитационного давления слоя воды к ка-
пиллярному давлению на границе газ—жидкость.
Сущность критерия теп выявится, если его представить в виде
t
, 1 Г kt (s) h Ар
-> = (2.23)
о
Полученное выражение показывает, что тец эквивалентен без-
размерному объему газа, прошедшего через пористую среду. Кри-
терий тец, обозначенный в дальнейшем р,— наиболее удобный для
измерения и сравнения результатов экспериментов. Физическую
сущность остальных критериев легко понять и представить в соот-
ветствующем виде.
Определение условий проведения экспериментов
Определение условий проведения экспериментов зависит от
степени соблюдения подобия натурного и экспериментального
процессов и сводится к установлению параметров моделей и
динамических (технологических) условий проведения опытов
(рис. 2.3).
Для полного моделирования необходимы проведения экспери-
ментов в натурных условиях. Применение относительно малых
моделей пласта при использовании модельных жидкостей и ма-
териалов пористой среды, обеспечивающих соблюдение полного
физического подобия, также вызывает чрезвычайные технические
трудности. Поэтому возможно лишь приближенное моделирова-
ние, т. е. соблюдение наиболее существенных критериев подобия.
В связи с разработкой и развитием физико-химических методов
интенсификации в основу настоящих исследований нами положе-
но соблюдение подобия поверхностных явлений. Поэтому при про-
ведении экспериментов использовались пористая среда, жидкости
28
Рис. 2.3. Схема экспериментальной установки по взаимовытеснению жидкости
и газа из однородных и неоднородных пористых сред:
1 — сменная модель однородного и неоднородного пласта; 2 — баллоны с газом высокого
давления; 3 — образцовые манометры: 4 — окна для визуальной регистрации прорыва газа;
5 — мерные емкости; 6 — газосчетчик барабанного типа; 7 — вакуум-насос; 8 — тройник; 9 —
' датчики давлений, 10 — редуктор давления
и газы, близкие по своим физико-химическим свойствам к природ-
ным. Учитывая, что такие свойства жидкостей и газов, как по-
верхностное натяжение, смачивающая способность, вязкость, за-
висят в определяющей степени от температуры, в экспериментах
соблюдалось пластовое значение этого параметра.
Кроме того, полученная априорная диаграмма рангов показы-
вает различное влияние факторов на параметр оптимизации. Для
отсеивания малозначимых факторов в диаграмме рангов необхо-
димо воспользоваться результатами однофакторных эксперимен-
тов. Изложим постановку и результаты однофакторных экспери-
ментов, проведенных нами ранее [51], по изучению коэффициента
безгазового замещения воды.
В соответствии с рекомендацией С. Н. Закирова при изучении
процесса вытеснения газа водой будем пользоваться следующей
терминологией: при проведении экспериментов на кернах при
неизменном давлении опыта — коэффициентом замещения, при
использовании модели пласта и изменяющемся давлении — коэф-
фициентом извлечения, применительно к газовой залежи — коэф-
фициентом газоотдачи. Здесь отметим, что в научно-технической
литературе по подземному хранению газа при вытеснении воды
газом на моделях пластов различают коэффициент безгазового
замещения (отношение объема воды, замещенной к моменту про-
рыва газа к выходному сечению, к объему пор модели) и коэффи-
циент осушки «пласта», имеющий то же количественное определение,
29
Рис. 2. 4. Зависимость коэффициента вытеснения воды газом от критериев подобия!
1— N,; 2 — СО,; Я— NH,
в период замещения воды после прорыва газа через выход-
ное сечение.
В исследованиях по нефтеотдаче пористых сред установлено, что
приближенное подобие будет достигнуто при соблюдении критериев
14 и иг [24, 134]. При этом оказалось, что коэффициент вытеснения
нефти к моменту прорыва воды к выходному сечению модели имеет
область автомодельности, определяемой it! < ir2> 14, где и *2_____
критические значения этих параметров. В исследованиях Д. А. Эфро-
са и Ш. К. Гиматудинова определены критические значения 14 для
однородных и неоднородных пористых сред при вытеснении кон-
кретных нефтей водой.
Для вычисления натурных значений критериев подобия были
изучены коллекторские характеристики условия эксплуатации оте-
чественных ПХГ. В существующих хранилищах коэффициент про-
ницаемости колеблется в пределах от 60 мД до 3—4 Д, пористость
от 0,08 до 0,35, а перепад давления достигает 40 кгс/см2. Критерии,
-вычисленные для условий, близких к условиям гатчинского ПХГ,
имеют следующие значения: 14 =0,0112; it - =0,69 . 10е; тс3 =0,01;
its = 1; *6 = 50—70; *7 = 0,22—0,26; *а = 2—3,02; *»= 0,0161;
14! = 17 . 105.
30
Результаты однофакторных экспериментов, проведенные на.
микронеоднородной линейной модели с целью выявления степени
влияния перечисленных критериев на коэффициент безгазового за-
мещения, представлены на рис. 2.4. Эти результаты показывают,
что наиболее существенными критериями в процессе безгазового
вытеснения воды газом из микронеоднородной пористой среды яв-
ляются lei, ла, к5, ню [51]. Коэффициент вытеснения а по отноше-
нию к критериям ir3, те7, тт8, в исследованных диапазонах их
изменения является автомодельным с точностью до погрешностей
опыта. После прорыва газа к выходному сечению яц(Р) становится
одним из существенных критериев. Тогда уравнение (2.18) в кри-
териальной форме принимает вид
а = а (itb тс2, тс5. ₽) (2.24)-
В выражении (2.24) участвуют десять независимых параметров,
а соблюдение физико-химического подобия приводит к фиксирова-
нию факторов а, 0, р.1, р2. что означает -необходимость использо-
вания в экспериментах материала пористой среды, жидкостей и
газов, максимально близких к натурным. При применении натур-
ного материала и воды (в том числе и пластовой воды различных
ПХГ) обеспечивается условие к5н = к5м, тогда уравнение (2-24)
запишется
а = а (irb Л2, ₽)• (2.25)
Были изготовлены модели различных размеров (от 0,5 м до
2,5 м), заполненные кварцевым песком, приготовленным по стан-
дартной технологии [20, 25, 51, 120] и обеспечивающим проницае-
мость от 0,2 до 6,3 Д. Для определения динамических условий
опытов вычислялись значения критериев для различных ПХГ. Ве-
личины критериев q и it2 в различных опытах варьировали соот-
ветственно в пределах 0,13—3,72 и 0,27.10s—5,20.10s. Результаты
экспериментов, обработанные в критериальном виде, даются на
рис. 2.5 (а, 6). Представленные данные свидетельствуют о том, что
зависимость а от критериев щ, ч и р в исследованной области
существенна.
Однако для интенсификации полноты замещения и оптимиза-
ции процесса этих сведений недостаточно. В состав ль л2 и [3
входят параметры, только часть которых можно изменить на прак-
тике по желанию исследователя. Поэтому для управления про-
цессом вытеснения необходимо построить уравнение регрессии это-
го процесса.
Экспериментально-статистическая модель замещения
жидкости газом в пористой среде
Априорное ранжирование, однофакторные эксперименты и соблю-
дение физико-химического подобия позволяют сократить число ис-
следуемых параметров с 14 до 4. Имеется также принципиальная
возможность учета всех факторов при поиске уравнения регрессии
31
Рис. 2.5. Зависимость коэффициента осушки от существенных критериев подобия}
в—« = «(Я., Р)| «I-(1.201 - 1,342) • IO*; Р)| «, = (0,0363-0,392)! 1— В — 0
2 —9 —р = 1 — —»
линейной модели. Тогда при составлении матрицы планирования
дробных реплик необходимо учесть полученные выше результаты
в генерирующих соотношениях. Результаты однофакторных экспе-
риментов, обработанные в критериальной форме, указывают на на-
личие эффектов взаимодействия первого и второго порядка между
факторами XiXu; xixr, Х2Х7', х\Х7 и x\x>xj. С учетом этой информа-
ции для получения коэффициентов уравнения регрессии нам необ-
ходимо иметь результаты не менее 10 опытов. Так как число дроб-
ных реплик должно быть кратно 2 [2, 86], указанное обстоятель-
ство приводит к постановке полного факторного эксперимента
из 16 опытов.
В соответствии с этим построим матрицу полного факторного
эксперимента. Для определения коэффициентов нелинейного урав-
нения регрессии матрицу достроим с учетом всех взаимодействий
(табл. 2.1).
32
Таблица 2.1
Матрица планирования и результаты опытов
Матрица планиро- вания ap Коэффиц центы Матрица планиро- вания «Э “p Коэффициенты
Обоз- наче- ния Значения Обоз- цаче* НИЯ Значения
ас 28,0 25,82 bo 24,52 ab 24,0 24,08 ^27 —4,29
acd 33,0 33,55 bi 0,42 abd 31,0 31,80 0,71
a 17,7 17,25 b2 1,25 b 30,0 28,32 bit, 0,45
ad 24,6 24,98 *7 —0,19 bd 36,0 36,05 6127 0,23
c 21,3 21,58 bo 3,86 be 16,0 19,75 ^126 0,14
cd 27,2 29,30 ^L2 —2,12 bed 27,9 27,48 ^176 —0,10
(1) 13,5 13,0 &17 0,81 aba 14,8 15,50 Ь'2П 0,88
d 20,9 20,70 0,03 abed 26,5 23,22 b(m —0,05
Таблица 2.2
Уровни факторов и интервалы варьирования
Факторы У ровни Интервал варьирова- ния Размерность
Обозначени я Код — 1 0 -Н
1 grad р| Xi 0,25 0,375 0,5 0,125 кг/(см2 • м)
1г Х3 0,9 1.4 1,9 0,5 д
1 Х1 0,5 0,75 1 0,25 м
3 X, 0,5 1 1,5 0,5V ’ пор
Следовательно, искомое уравнение регрессии будет иметь вид
а = box-, 4~ Ь\Х\ 4" b^xz + 65X5 -{- biXi + 612X1X2 +
4~ 615X1X5 4* 617X1X7 + 625X2X5 + 627X2X7 +
+ 657X5X7 4- 6125X1X2X5 + 6127X1X2X7 4-
4- 6257X2X5X7 4- 6157X1X5X7 4- 61257X1X2X5X7. (2.26)
Для построения таблицы уровней факторов и интервалов ва-
рьирования воспользуемся изложенными ранее результатами, ко-
торые показывают, что при проведении экспериментов по филь-
трации особо жесткие ограничения накладываются на условия
проведения опытов. Поэтому условия опыта следует выбирать в
соответствии с полученными критериями подобия.
Сводные данные по уровню факторов и интервалу варьирова-
ния приводятся в табл. 2.2.
Для проверки воспроизводимости опытов ставились параллель-
ные эксперименты в нулевой точке. Результаты этих эксперимен-
тов, их среднее и оценка дисперсий приведены в табл. 2.3,
Критерий Кохрена, вычисленный по формуле
п
G _ rnax( = --- (2.27)
X1 s‘i
1-1
2 J.35
33
для этих опытов оказался равным 0,27. Табличное его значение
при числе степеней свободы 9 (0,05) равно 0,63, что свидетельст-
вует о воспроизводимости опытов. Результаты опытов и коэффи-
циенты уравнения регрессии приведены выше (см. табл. 2.1). Гипо-
теза значимости коэффициентов регрессии проверялась по t —
критерию Стьюдента. Доверительный интервал определялся по
формуле
ДЬ, = +/SE, (2.28)
где S2B = Sl/N', S« = 3,00, табличное значение t для нашего слу-
чая 2,26 (f = 9; 0,05) и Д&/= +0,98. Тогда в соответствии с дан-
ными табл. 2.1 коэффициенты регрессии ЬоЬзЬьЬцЬ'л значимы и
уравнение регрессии имеет вид
а — bo biX2 + btfCb + &12Х1Х2 + b-nx^xi. (2.29)
Проведем проверку гипотезы адекватности по критерию Фишера
F = S2B/S2 (а), S2B = —— S (*Э1-«Р)2. (2-30)
'ад i
с и
где Зад — оценка дисперсии адекватности, /ад— число степенен сво-
боды, S2 (а) — дисперсия воспроизводимости, ая и ар — соответст-
венно экспериментальное и расчетное значения а.
Вычисленное значение оценки дисперсии адекватности состави-
ло 3,54. Табличное значение критерия Фишера FT = 3,1 (11; 9;
0,05), расчетное значение согласно формуле (2.30) Fp = 1,18, так
как Fp < FT, уравнение регрессии адекватно описывает процесс
вытеснения воды газом в рассмотренной подобласти факторного
пространства. Существенное отличие расчетного значения критерия
Фишера от табличного свидетельствует о достаточной точности про-
веденных экспериментов.
Проверка нуль-гипотезы подтверждает адекватность получен-
ной модели в рассмотренном диапазоне изменения факторов.
Интерпретация полученной статистической модели вытеснения
воды газом приводит к следующему выводу: наиболее сильное
влияние на коэффициент вытеснения оказывают количество про-
шедшего газа (основной эффект этого фактора равен 7,72) и про-
ницаемость (2,5). Кроме того, фактор х? участвует в парных
Таблица 2.3
Проверка воспроизводимости опытов
ai 25,6 25,6 23,6 22,6 21,3
24,2 26,0 25,6 21,6 24,4
а =24,0 S2 „ = 7.29 £ S2=27,05
34
Таблица 2.4
План и результаты расширенного полного факторного эксперимента
Факторы «(%) Коэффициент Факторы а (%) Коэффициент
Jtf «я к, «и обо- значе- ние значе- ние Г, Гт «Я обо- значе- ние эна« ченне
10,7 19,18 __ 4- 19,5 Ь» 8,56
+ 8.0 bl 0,03 + — — + 20,3 blt 0,67
+ 13,5 bt 0,38 —-- + — + 35,3 *2» 2,14
+ + 11,6 Ьц —0,52 + + — + 30,7 Ьщ —0,46
+ — 15,2 b. 0,48 — — + + 27,6 Ьп 0,82
+ — + —— 15,6 Ьц 1,08 + — + + 33,5 Ьцл 0,57
+ + — 5,6 b-n —3,69 — + + + 25,8 Ьгп —0,33
+ + + — 4,7 bin 0,06 | + + + + 29,3 Ьцп 0,32
взаимодействиях, знак коэффициентов которых отрицателен. От-
сюда следует, что при закачке газа в хранилище без применения
методов интенсификации зона осушки будет пропорционально свя-
зана с количеством закачанного газа. Высокие темпы закачки
повышают коэффициент осушки малопроницаемых пластов.
Полученное уравнение регрессии описывает период осушки, т. е.
значение коэффициента безгазового помещения в нем не отобра-
жено. Для повышения общности экспериментально-статистической
модели необходимо расширить диапазон изменения определяю-
щих факторов, максимально приближая их к натурным значе-
ниям.
Сохранив центр эксперимента, расширим диапазон изменения
Р от 0 до 2.
Для проверки воспроизводимости каждый опыт дублировался,
осредненные результаты их представлены в табл. 2.4.
Вычисленное значение критерия Кохрена для этого случая рав-
но 0,48, а табличное G (1 • 16 • 0,005) = 0,7 [93], что свидетельству-
ет о воспроизводимости опытов.
План экспериментов, их результаты и значения коэффициен-
тов регрессии приведены в табл. 2.4.
После определения доверительного интервала (± 0,52) и ис-
ключения незначимых коэффициентов уравнение регрессии имеет
вид
а — 19,18 + 8,57x5 + 1 ,08xiX7 —3,69x2X7 + 0,67xiXs +
+ 2,14х,Х7 + 0,82x5X7 + 0,57x1X5X7- (2.31)
Из уравнения видно, что модель нелинейная и нуль-гипотеза
не подтверждается. Таким образом, при расширении диапазона
изменения 0 необходимо перейти к планированию второго поряд-
ка. Решено было применить ротатабельный план второго поряд-
ка [86], в этом случае при соблюдении условий приближенного
моделирования факторы варьировались в следующих пределах
(табл. 2.5).
Среднее значение и результаты расчетов (каждый опыт повто-
рялся 2 раза) приводятся в табл. 2.6.
2* 3S
Таблица 2.5
Уровни ротатабельного плана второго порядка
Факторы Уровни
4-2 + 1 0 1 —1 -2
*1 1,25 3,8 1,0 2,9 0,75 2,0 0,5 1,1 0,25 0,2
А2 X* 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5
4,0 3,0 2,0 1,0 0
Таблица 2.6
Результаты ротатабельного плана второго порядка
X, х? *8 “э “р X. «» *8 “р
4- + + 28,5 29,45 + + — — 15,5 15,83
+ + 29,4 30,90 — ч- — —— 16,6 17,28
-1- + + 16,4 16,83 + — — 8,5 8,51
+ + 17,6 18,28 — — — — 8,9 9,96
•4- + + 29,1 29,45 —2 0 0 0 17,8 14,95
+ + 29,6 30,90 + 2 0 0 0 11,2 12,05
4- + 16,5 16,83 0 —2 0 0 8,5 7,23
__ + 15,1 18,28 0 +2 0 0 27,9 27,17
-к 4- + 16,4 15,83 0 0 —2 0 26,5 26,17
+ + 17,0 17,28 0 0 +2 0 26,5 26,17
4- + 8,7 8,51 0 0 0 —2 5,0 5,68
— + — 9,6 9,96 0 0 0 +2 30.3 27,62
Таблица 2.7
Погрешность коэффициентов
Значения коэффициентов Погрешность
Ь, = 0,72 6, = 0,15 6Я = 4,98 bt •= 5,48 0,54
Ь/2= -0,12 Ь]6 = 0,11 = 1,32 О* О» О* -3 ЬЭ 1-1, ея •»> -J 0 II 0 1 °| р ^р -Р* ОС 0,66
ftn = -3,17 b„ = -0,17 6.3 = —2,24 &66 = -2,38 0,50
&0 = 26,17 1,00
Для проверки нуль-гипотезы проведены эксперименты в нуле-
вой точке и получены следующие значения а: 27,0; 25,3; 26,9; 27,6;
26,2, 25,7; 24,5; 26,17.
Значения коэффициентов и величины погрешностей при их
определении приводятся в табл. 2.7.
36
Таким образом, уравнение регрессии имеет вид
а = 26,17—0,72x1 + 4,98х2 + 5,48х5 + 1,32х2х5 —
— 3,17х? —2,24х2—2,38х|. (2.32)
Сумма квадратов, связанная с дисперсией, характеризующей
ошибку опыта, se = 7,03, число степеней свободы, соответствующее
этой сумме, fe = 6. Остаточная сумма квадратов FK = 43,99. Сумма
квадратов, связанная с дисперсией адекватности, $ад = 36,96, соот-
ветствующее число степеней свободы /ад = 10. Расчетное значение
критерия Фишера Fp = 3,15, а табличное У7!, (0,03; 10; 6) = 4,06, что
свидетельствует об адекватности уравнения регрессии.
По величине влияния на коэффициент вытеснения вышерас-
смотренные факторы располагаются в следующем порядке — Х5,
х2 и X]. В указанном интервале изменения факторов коэффициент
а может принимать значения не более 35%.
При создании подземных газохранилищ предпочтение отдает-
ся высокопроницаемым пропласткам для обеспечения высоких тем-
пов закачки и отбора, что оправдывается также с позиции уве-
личения коэффициента использования пласта-коллектора.
Из уравнения регрессии вытекает, что наиболее предпочтитель-
ным значением фактора Xi (градиента давления) является значе-
ние, близкое к 0,75 кгс/см2.
Из уравнения следует также, что х2 и х$ (1,38 и 1,59 соответ-
ственно) являются точками условного экстремума, но значения
функции отклика в этих точках и на границе отличаются менее
чем на 1,8%, что значительно меньше ошибки эксперимента. Этот
же факт подтверждается тем, что экспериментальные точки на
границе области показывают на отсутствие экстремума.
Следовательно, значительного увеличения коэффициента осуш-
ки можно достичь только увеличением х5 (количества закачанного
газа), что на практике приводит к расплыванию газового пузы-
ря, потерям газа и другим осложнениям эксплуатации. Если при
увеличении х5 его значение выходит за пределы рассматриваемой
области, вид уравнения регрессии изменяется.
Проведенный статистический анализ гидродинамических мето-
дов интенсификации показывает, что обычными способами осушки
даже в однородных пластах не удается достичь существенного по-
вышения коэффициента использования порового объема. Для это-
го необходимо применить физико-химические методы интенсифи-
кации.
Глава HI.
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ОСУШКИ ПЛАСТА
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕРАВНОВЕСНЫХ СИСТЕМ
СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ЗАМЕЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ ГАЗОМ
Анализ механизма замещения жидкости газом показывает, что
полнота замещения жидкости в гидрофильных пористых средах
любого вида увеличится при повышении вязкости и усилении
неньютоновских свойств вытесняющего агента, при уменьшении
или ликвидации капиллярных сил и изменении их направления
в противоположную сторону. Способы интенсификации полноты
замещения, таким образом, заключаются в целенаправленном из-
менении этих параметров процесса или в воздействии на эти
параметры в отдельности.
Из формулы (2.17) следует, что в слоисто-неоднородном пла-
сте выравнивание фронта будет способствовать увеличению полно-
ты замещения. Выравнивание возможно при выравнивании фа-
зовых проницаемостей в пропластках, уменьшении коэффициента
межфазного натяжения о и увеличении угла смачивания 0.
При интенсификации полноты замещения воды газом в пори-
стых средах необходимо различать два периода в каждом рас-
сматриваемом объеме среды. Первый период характеризуется ко-
эффициентом безгазового замещения, когда к внешней границе
рассматриваемой области подошел фронт газ — вода (первые ча-
стицы газа). Этот коэффициент равен средневзвешенной газона-
сыщенности рассматриваемой области. Вытеснение в этот период
иногда называют фронтальным вытеснением [119].
Второй период наступает, когда фронт газ — вода выходит за
пределы рассматриваемой области, эта область продолжает осу-
шаться проходящим через нее газом. Коэффициент замещения
(коэффициент осушки) растет, приближаясь к своему предельно-
му значению. Замещение в этот период иногда называют прогон-
ным (А. Л. Хейн, С. Н. Бузинов, П. Я. Алтухов [119]).
Как показывают исследования [20, 37, 51, 119, 120, 137 и др.],
зависимость коэффициента безгазового замещения и коэффициен-
та осушки от технологических параметров экспериментов различ-
на. Например, из формулы (2.17) следует, что увеличение скоро-
сти фильтрации должно повысить коэффициент осушки, тогда как
по формуле (2.11) это снижает устойчивость фронта и, следова-
тельно, коэффициент безгазового замещения.
Особо необходимо остановиться на возможности изменения
условий смачивания породы водой. Увеличение угла смачивания
возможно при изменении физико-химических свойств поверхности.
Известно, что кремнийорганические соединения и комплексные
38
Таблица 3.1 Таблица 3.2 Распределение поверхностей в коллекторах Физические свойства газов нефтяных месторождений, %
Категории смачивае- мости Краевой угол сма- чнваиия 6е Тип коллек- г тора 1а3 а-10* н/м р. п
тер- риген- ный кар- бонат- сн4 ный 69 21 73 71 65 0,72 0,77 1,25 1,98 1,54 109 98 175 148 125
Гидрофиль- ная Гидрофоб- ная Промежу- точная 0—75 105—180 75—105 27 66 7 NH, 8 n2 84 со, 8 На8
соединения ациклических алифатических углеводородов с титаном
и хромом, а также ряд других веществ (катионоактивные ПАВ,
нефти и продукты их переработки) обладают гидрофобными свой-
ствами. Нанесение их на поверхность породы тем или иным спо-
собом может придать поверхности «водоотталкивающие» свойст-
ва. Во многих случаях термин «водоотталкивание» условен. Со-
гласно А. Б. Таубману, правильнее говорить о слабом притяжении
молекул воды, а не о их «отталкивании». Например, краевой угол
смачивания для парафина равен 105°, а не 180° [126]. Обработка
призабойной зоны и прилегающих к ней областей пласта подзем-
ных газохранилищ такими веществами и их растворами должна
увеличить газопроницаемость и уменьшить водопроницаемость, что
в конечном итоге улучшит продуктивные характеристики газовых
скважин.
При этом необходимо решить следующие задачи:
исследование класса соответствующих ПАВ, нефтей и продук-
тов их переработки для конкретных литологических условий;
исследование наступления гистерезисных явлений в зависимо-
сти от скорости движения мениска, типа и концентрации ПАВ;
учет динамической сорбции ПАВ, так как предварительное
условие гидрофобизации поверхности — вытеснение пластовой
воды гидрофобизирующим раствором ПАВ.
Эти задачи являются малоисследованными как в эксперимен-
тальном, так и теоретическом отношении.
Если гидрофильность водоносных пластов, сложенных из квар-
цевых песков, заранее известна, то истощение месторождения
нефти и газа может иметь различный тип и степень смачиваемо-
сти. В табл. 3.1 по данным лабораторных исследований кернов
большого числа нефтяных месторождений [74, 172| представлено
распределение различных поверхностей в коллекторах.
Однако для подземных хранилищ газа, сооруженных в водо-
носных пластах, реальной можно считать гидрофобизацию лишь
призабойной зоны скважины. Осушка пласта созданием оторочки
33
из высокоактивных нефтей или продуктов их переработки создает
вторую границу газ — гидрофобизирующая жидкость, еще более
неустойчивую из-за соотношения вязкостей, чем границы газ —
вода. Поэтому эти вопросы, связанные с изоляцией в призабой-
ной зоне пластовой воды, будут рассмотрены в разделе, посвя-
щенном отбору газа из подземных хранилищ.
Поиск других средств интенсификации полноты замещения
воды газом обусловливает рассмотрение бинарных или многоком-
понентных систем, использование которых способствует выполне-
нию других условий, вытекающих из выражений (2.10 и 2.16).
Рассмотрим их в отдельности.
Поверхностное натяжение на границе газ — жидкость можно
изменить в результате применения вместо природного газа дру-
гого, имеющего на границе с водой низкое значение коэффициен-
та о. Такой газ должен служить буфером между замещаемой
водой и нагнетаемым газом. При создании подземных хранилищ
газа в истощенных месторождениях нефти в качестве такого газа
можно применять обогащенные, жирные газы, раствор пропана
или бутана в природном газе и дымовые газы.
Коэффициент поверхностного натяжения зависит от физико-хи-
мической природы поверхностных слоев систем и от взаимной
растворимости компонентов. Для большинства газов в пределах
значительных давлений растворимость подчиняется закону Генри
[103]. При динамическом моделировании процессов вытеснения
пластовых жидкостей газом нельзя ограничиться рассмотрением
только поверхностного натяжения. Например, поверхностное натя-
жение системы нефть — природный газ [103] значительно ниже,
чем системы вода — природный газ, а коэффициенты вытеснения
нефти газом незначительны [47, 140, 147]. Для комплексного
сравнения моделей растворимых и нерастворимых газов в табл.
3.2 приведены их физические характеристики. Из приведенных в
табл. 3.2 газов только двуокись углерода можно рекомендовать
для широкого промышленного применения ввиду своей нетоксич-
ности, растворимости при достаточно высоких давлениях. Однако
производство и доставка СОа для целей интенсификации связаны
со значительными материальными затратами. В настоящее время
имеется принципиальная возможность использования природных
газов, в составе которых содержатся моносульфан и двуокись
углерода. Ранее в нашей совместной работе [57, 120] указывалось,
что при применении искусственного газа находящийся в его со-
ставе углекислый газ должен привести к положительному эффек-
ту. Реальный способ использования эффекта растворимых газов
имеется при дозированном нагнетании отработавших газов ком-
прессорных станций. Для этого необходимо применять дожимной
компрессор небольшой производительности и очистное устройст-
во. Современные компрессоры на магистральных газопроводах и
подземных хранилищах газа имеют газотурбинные и газомотор-
ные (поршневые) приводы, работающие на перекачиваемом газе.
Они потребляют значительное количество газа, а продукты сго-
40
Таблица 3.3
Количество и температура выхлопных газов газомотокомпрессоров
Показатель ГТ-7 50-4 ГТ-750-5 ГТК-5 ГТ-750-6 ГТК-10 О ю «э EZ ГТН-9-750 ГТК-16
Количество выхлопных 43,3 45,2 54 86 47,6 82 ПО
кг/с газов, Температура, /°C 67,2 70 270 1 — 83,5 133 268 115 208 420 280
Примечание. В числителе массосые единицы, а в знаменателе объемные.
рания содержат двуокись углерода. При полном сгорании в со-
ставе отработавших газов содержится по объему до 33% СО2.
В табл. 3.3 приведены интересующие нас сведения по ряду газо-
перекачивающих агрегатов, устанавливаемых на компрессорных
станциях подземных хранилищ газа.
Другими средствами снижения поверхностного натяжения си-
стемы газ — вода являются пенообразующие поверхностно-актив-
ные вещества (ПАВ), используемые в виде их растворов между
вытесняемой водой и нагнетаемым газом. Высокоактивные ПАВ
снижают поверхностное натяжение водных растворов на границе
с нерастворимым газом в 2—2,5 раза [7, 58 и др.].
Как было показано ранее [51, 120], выбор типа ПАВ для ин-
тенсификации полноты замещения в первую очередь должен быть
сделан с учетом минералогического состава пластовых вод под-
земных формаций/ в которых предполагается сооружение под-
земных газовых хранилищ.
Нами в исследованиях применялись пенообразующие ПАВ
ионогенного и неионогенного типов отечественного и зарубежного
производства. В табл. 3.4 приведена краткая характеристика ис-
следованных в экспериментах ПАВ.
Следующее требование, вытекающее из приведенных выше фор-
мул,— увеличение вязкости вытесняющего агента или уменьшение
его подвижности, т. е. замена системы вода — газ на фронте на
систему вода — флюид, подвижность которой обеспечивает устой-
чивое движение фронта. Подбор каких-либо жидкостей для этой
цели не может дать эффективное решение задачи, так как будет
образовываться новая граница раздела между буферной жидко-
стью и газом, еще более неустойчивая по сравнению с границей
газ—вода. Теория эмульсий позволяет решать этот вопрос опти-
мально. Если образовать между замещаемой водой и нагнетаемым
газом эмульсию газа в водном растворе с помощью какого-либо
эмульгатора, то буферным флюидом будет неравновесная псевдо-
неньютоновская система — пена, обладающая весьма малой по-
движностью. Как показали исследования, ПАВ являются как
эмульгаторами, так и стабилизаторами пен в пористой среде.
41
Таблица 3.4.
краткая характеристика ПАВ
Марка Название Производство
Неионогенные
ОП-4 Оксиэтилированный алкилфенол СССР
ОП-7 То же То же
ОП-Ю (1-й завоз) »
ОП-Ю (2-й завоз)
ОП-45 » »
Неонол В1020-30 Оксиэтилированный высший жирный спирт »
Неонол В1020-40 То же
Неонол В1416-12х а »
Неонол 2В1315-9
Синтанол ДТ-7 »
Синтанол ОКМ Оксиэтилированные легкие талловые масла
Проксалол-186 Блоксополимер окиси этилена пропилена
Превоцелл WON Оксиэтилированный ал- килфенол Неионогениые ГДР
ОП-4 Оксиэтилированный алкил фенол СССР
ОП-7 То же То же
ОП-Ю (1-й завоз) » »
ОП-10 (2-й завоз) »
ОП-Ю
ОП-45
Неонол В1020-30 Оксиэтилир о ванный высший жирный спирт >
Неонол В1020-40 То же »
Неонол В1416-12х »
Неонол 2В1315-9 » »
Синтанол ДТ-7
Синтанол »
ОКМ Оксиэтилированные легкие талловые масла
Проксанол-186 Блоксополимер окиси этилена и пропилена »
Превоцелл WON Оксиэтилированный алкил фенол ГДР
Превоцелл WOF-100 То же То же
Превоцелл ЕО »
Превоцелл FO Оксиэтилированный спирт >
Превоцелл ОГР-100 Оксиэтилированный жирный спирт >
Соапаль То же »
Шкопагол Смесь оксиэтилалкил- полигликолевых эфиров >
Прохалит Блоксополимер окси- этилена и пропилена >
42
Продолжение табл. 3.4
Мирка Название (1рокзводатво
Прохалит ОП-Ю40 Лиссаполь Тержитол Ар копол ь Диссольван Конокс-109 Ноиген ЕА-130 Сепарол 22 Сепарол 24 Сепарол 24к Сепарол 25 Блокосополимер окиси этилена и пропилена Оксиэтилированный алкилфенол То же в Блоксополимер окиси этилена и пропилена То же в » в СССР То же США То же ФРГ США Япония ФРГ То же »
Анионоактивные
ДС-РАС Сульфонал НП-1 Сульфонат-1 Сульфанол хлорный Типол Нон идет Сульфонат Стенол 100 Смесь натриевых солей алкиларил сульфокислот Ал кил арилсульфон ат натрия Смесь солей алкил- сульфокислот Смесь натриевых солей вторичных алкилсульфа- тов Смесь натриевых сот ей вторичных алкилсульфа- тов Смесь натриевых солей сульфокислот СССР То же » > Великобритания То же СССР ЧССР
Катионоактивные
Катапин Параалкил бензил пири- диний хлорид То же
ДМ БАХ ТМ БАХ Стенол-100А Димет ил бензиламмо- ний хлорид Триметил бензиламмо- ний хлорид > в
КТР Пенообразователь — продукт переработки ко- жевенной промышлен- ности СССР
43
Характеристика пластовых вод ПХГ
аблица 3.5
Наименование ПХГ Глубина залега- ния, м Iе воды Плот- ность, г/см* pH Химический состав вод» г/л
С1 so. HGOj Са Me K+Na Общая минера- лизация, г/л
Щелковское
а) вижнещигров- ский горизонт 880 21—23 1,09 6,4—6,8 78 1,5—1,6 0,01 — 0,04 6,1 3,2 38-40 129—131
б) рижский го- ризонт 1180 28,5 1,117— 1,162 5—5,6 147,6— 167 0,5—0,6 18,3— 24,4 18,4— 20,2 5,4—5,7 61-70 235— 267,6
Калужское 700—900 22,5—23 1,02—1,03 4—7,9 18,1—27 2,06—2,5 0,04—0,2 1,2—1,9 0,5— 0,96 8,9—14,6 22—45
Невское 1050 17 1,081 6,2 75,9 0,26 — — — 34,3 122
Гатчинское 400 18 1,01 6,9 9,7 0,09 0,2 0,7 0,3 5 5—16
Инчукалнское 690 20,5—23 1,06—1,07 6,4—7,2 58,5—64,7 0,85— 1,36 0,025— 0,04 6,16— 6,24 2,3-2,5 26,8— 30,7 94,9— 105,9
Олишевское 550 1—1,002 7,6—8,4 2,7—3,1 0,03— 0,05 0,8—1,0 0,02— 0,03 0,02— 0,03 2,0—2,2 7,0
Червоно-Парти- эанское 393 18 1,002— 1,004 3,0^,0 0,1 6,3—8,0
Полторацкое Касимовское 520—950. 740 32-38 24 1,0 1,105 8—8,2 6,4-6,2 0,03—0,1 95,7 0,02— 0,09 1,12— 1,15 0,02— 0,21 0—0,04 0,01 — 0,03 10,1 — 10,2 0,002— 0,03 2,0-3,1 0,04—0,1 44,8— 45,1 18,1- 0 3—1.0 156,0
Якшуновское 846—999 18—26 1,104— 1 Ofi 4—8,0 34,4— 1,6—2,2 27,6 66,0—91.6
Свойства ПАВ зависят от длины и строения углеводородного
радикала и строения гидрофильной части молекул. Исследования
и практика применения ПАВ в технологических процессах добы-
чи нефти и подземного хранения газа показывают, что по своей
поверхностной активности и малой адсорбируемости на песчаных
коллекторах неионогенные ПАВ имеют преимущество перед ионо-
генными. Исследования показывают, что анионоактивные ПАВ
тоже обладают высокой активностью и хорошей пенообразующей
способностью, однако в сильноминерализованной пластовой воде,
содержащей ионы кальция и магния, образуют труднораствори-
мые соли, ухудшающие коллекторские свойства призабойной зоны.
Поэтому анионоактивные ПАВ рекомендуются нами для газовых
хранилищ с весьма слабоминерализованными пластовыми водами.
В табл. 3.5—3.6 по данным Министерства газовой промышленно-
сти приведены результаты химического анализа пластовых вод
газохранилищ страны, которые следует учитывать при выборе
ПАВ для целей интенсификации.
Катионоактивные ПАВ характеризуются высокой адсорбцией,
трудной растворимостью и низкой пенообразующей способностью.
Поэтому их нельзя использовать в качестве эффективных реаген-
тов для совершенствования технологических процессов подземных
газохранилищ.
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ
ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОСУШКИ ПЛАСТА
Эффективный и рациональный способ повышения полноты ис-
пласта-коллектора — приме-
пользования порового пространства
нение пенообразующих поверхностно-
активных веществ. На рис. 3.1 приве-
дены результаты наших опытов по вы-
теснению раствора пенообразующего
вещества азотом из прозрачных микро-
неоднородных моделей пластов. В на-
стоящее время в отечественной и зару-
бежной научно-технической литературе
большое число работ посвящено изуче-
нию свойств пены в свободном объеме
и пористой среде. Впервые пенообра-
зующие вещества в нефтяной и газо-
вой промышленности применялись для
удаления скопившихся на забое в про-
цессе эксплуатации скважины жид-
кости и твердых частиц [5, 6]. В
этом направлении известны работы
В. А. Амияна с сотрудниками, кото-
рые позднее начали применять пены,
образованные вне пористой среды,
для регулирования продвижения вод
Рис. 3.1. Фронт вытеснения
пенообразующего раствора га-
зом из пористых сред)
а — линейная модель; б — радиаль-
ная модель
45
На«М(нОв»нне ПХГ J
Щелковское а) иижнешигровский горизонт 4-
б) рижский 2—
Калужское 1,.
Невское -
Гатчинское -
Иичукалнское 3
Пелт орацкое -
Олишевское -
Червоно-Партиэаи- ское -
Касимовское 2,8-
Якшуновское 1,4-
„ Таблица 3.6
Характеристика пластовых вод
Химический состав вод, мг-экв Тип воды по вулвну
NH, B,Oi NO, NO» Fe++ Fe+++
16 299—356 18 42,5 0,01 — 2,0 — Хлоркальциевый
3,7 530—820 30 И 0 12,4—4,8 — 1,0 То же
4 31,9—103 0—15,3 — — — — — »
- — — — — — — »
- — — — — — — — »
2 268,9 1,4—3,6 52,2 — 0—12,4 — — »
- — 0,7 — до 1,5 — — 0,3—2,0 Г идрокарбонатнатрие- вый, сульфатнатриевый
- — 1,5—2,4 — —• — — 0,5—0,8 Гидрокарбонатнатрие- вый, реже сульфатнат- риевый
- — — — — — Гидр карбонатнатрие- вый
-3,3 483—494 — 29,2—24,2 Хлор кальциевый
-2,0 114—184 — 6—30 То же
при заводнении нефтяных пластов. Следует отметить, что свойства
пены в свободном объеме и пористой среде резко отличаются.
Применение пен для повышения степени охвата и увеличения
нефтеотдачи пластов предложили Д. Бонд, О. Холбрук и С. Лейк
(144]. Затем более детально этот вопрос изучали А. Фрейд [148],
Дж. Бернард [140, 142], С. Раза, С. Марсден [164, 165] и др.
[136, 143, 145, 147, 149, 150, 153, 157, 160, 161, 166 и т. д.1.
В этом направлении известны также работы Лютина Л. В., Шве-
цова И. А. [73]. Обзор доступной мировой патентно-технической
литературы показывает, что изучение пенообразующих ПАВ
и применение пен в связи с решением задач подземного хранения
газа впервые были начаты в Советском Союзе. Результаты первых
исследований механизма вытеснения воды с помощью пены, прове-
денных нами в 1964—1966 гг. под руководством И. А. Чарного и
А. Е. Евгеньева, опубликованы в работах [39, 51, 57, 56].
Обширные лабораторные исследования и промысловые испыта-
ния ПАВ, проведенные нами в дальнейшем, показали необходи-
мость изучения процесса пенообразования, сорбции и диффузии
в статическом и динамическом условиях. Изучение диффузионных
характеристик ПАВ в связи с их применением в технологических
процессах добычи нефти проведено Г. А. Бабаляном, И. И. Крав-
ченко, И. Л. Мархасиным [70, 74] и др. Отличительной особенно-
стью применения ПАВ при подземном хранении газа является
использование растворов ПАВ высоких концентраций, имеющих
нелинейные характеристики. Поэтому результаты исследований
ПАВ, выполненных для повышения нефтеотдачи пластов и других
технологических целей, нельзя использовать при подземном хра-
нении газа. Ниже излагаются результаты теоретических и экспе-
риментальных исследований пенообразующих веществ по их основ-
ным показателям, оказывающим существенное влияние на процесс
вытеснения жидкости газом.
Пенообразование и свойства пен
Повышение коэффициента замещения воды газом за счет
устойчивого движения фронта замещения можно достичь увели-
чением вязкости и усилением неньютоновских свойств вытесняю-
щего воду агента и уменьшением поверхностного натяжения на
границе газ — вода. Теория эмульсий позволяет решать эти зада-
чи в случае применения пенообразующих поверхностно-активных
веществ, одновременно удовлетворяя перечисленные требования.
Образующаяся в пористой среде в присутствии молекул ПАВ
газожидкостная система имеет свойства, существенно отличаю-
щиеся от свойств газожидкостной смеси при замещении воды без
пенообразующих ПАВ. В присутствии ПАВ в воде смесь газ —
раствор представляет высококонцентрированную эмульсию газа в
жидкости — пену. Теория эмульсий объясняет свойства пен и по-
зволяет разработать принципы выбора ПАВ из ряда имеющихся
либо сформулировать требования для их синтеза в соответствии
47
с конкретно поставленной задачей теории и практики подземного
газохранения и разработки и эксплуатации газовых месторож-
дений. Определение конкретных показателей пенообразующих
ПАВ будет произведено в последующих разделах. Сформулируем
качественные требования, вытекающие из анализа физико-хими-
ческого механизма вытеснения жидкости газом из лиофильных
пористых сред [58, 157]. Растворы пенообразующих ПАВ должны
обеспечить высокое значение \da/dc\ при малых концентрациях (с);
значительную разницу динамического и статического коэффициен-
тов поверхностного натяжения; высокое значение поверхностной
вязкости гелеобразной пленки, ее механическую прочность; обра-
зование тиксотропных структур; присутствие в растворе стабили-
заторов пен, сильное проявление кинетических эффектов Жамена;
медленную адсорбцию на твердой поверхности, сильное снижение
фазовой проницаемости для газа; механическую и биохимическую
устойчивость пен.
Проблемы пенообразования играют очень важную роль во
многих технологических процессах и поэтому давно привлекают
внимание исследователей.
Пены могут образоваться во многих технологических процес-
сах, когда смешиваются газ и жидкость. В одних случаях пена
желательна и полезна (бурение продуктивных горизонтов с ис-
пользованием газообразных агентов, флотация, пенотушение, мою-
щие средства и др.), а в других случаях пенообразование—не-
желательное и вредное явление, сопутствующее основному процес-
су (в буровом растворе, паровых котлах, ферментационных емко-
стях и т. д.). Поэтому изучению пенообразования и свойств пены
уделялось внимание как с целью интенсификации этого процесса,
так и с целью гашения пены. Применению пен в нефтегазодобы-
вающей промышленности, исследованию пенообразования и
свойств пен в пористой среде стали уделять серьезное внимание
в последнее десятилетие.
На образование и свойства пен (устойчивость, сопротивление
деформации и перемещению и другие реологические свойства) в
пористой среде оказывают значительное влияние физико-химиче-
ские эффекты, проявляющиеся в трехфазной гетерогенной системе
газ — неоднородная жидкость — пористая среда.
Рассмотрим пенообразование и некоторые свойства пен сво-
бодных объемов. Анализ механизма образования и устойчивости
пен свободных объемов позволит установить свойства пен, имею-
щие место при ее образовании, деформации и движении в пористой
среде.
Анализ механизма устойчивости пенных ячеек с позиции су-
ществующих теорий показывает, что этим сложным процессом
управляет совокупность термодинамических, физико-химических и
электрокинетических факторов.
Вследствие снижения поверхностного натяжения раствора ПАВ
на границе с газом изменяются условия каплеобразования и прохо-
ждения пузырьков газа через раствор. Поверхностная энергия меха-
48
нической смеси газ — раствор равна E = \adS, где S — площадь по-
S
верхности разделов. Из условия устойчивого существования (Е —
= En\in) следует, что пена образуется тем легче, чем меньше поверх-
ностное натяжение. Но пена представляет собой высокодисперсную
систему, имеющую большую поверхность, следовательно, несмотря
на низкое значение поверхностного натяжения, обладает большой
поверхностной энергией, нежели исходные компоненты. Поэтому
термодинамический подход к этой проблеме показывает, что
пены имеют тенденцию самопроизвольного разрушения, т. е. от-
носятся к числу агрегативных неустойчивых гетерогенных систем.
Устойчивые пены должны противостоять таким разрушающим
воздействиям, как сила гидродинамического давления, изменение
направления и величины скорости при движении через поровые
каналы, изменение температуры (раствора и пласта), соприкосно-
вение с поверхностью поровых каналов пласта и др.
При исследовании пен рядом авторов [34, 58, 157 и др.] уста-
новлено, что по структуре пены можно приближенно разделить
на пены со сферическими ячейками и пены с моногранными ячей-
ками (рис. 3.2). Исследования, проведенные нами с техническими,
поверхностно-активными веществами неионогенного, анионоактив-
ного и катионоактивного типов в лаборатории физико-химической
гидрогазодинамики Уфимского нефтяного института, показали, что
указанные структуры пен характерны для каждого ПАВ (см.
табл. 3.4), но время существования их соответствует периоду
устойчивости пен.
Вначале всегда образуется пена с круглыми ячейками с тол-
стыми пленками между пузырями газа (см. рис. 3.2,6, в, д), за-
тем жидкость стекает, а пузыри сближаются и их первоначальная
сферическая форма искажается, превращаясь в неправильный
многогранник (см. рис. 3.2, а, б, г). Фотоснимки процесса цено-
образования и визуальные наблюдения в колонках Росса — Майл-
са и установках динамического пенообразования показывают, что
для каждого момента времени структура пены по высоте колонки
распределена от «ажурной» многогранной тонкостенной на самом
верху до сферическо-ячеистой структуры у зеркала жидкости.
Такое распределение ячеистой структуры объясняется подпиты-
ванием нижерасположенных ячеек раствором, стекающим сверху
за счет истощения верхних ячеек.
В средней области колонки по высоте наблюдается переходная
структура пены, многогранная с относительно толстыми стенками
(см. рис. 3.2,6, в). Обычно разрушению подвержены тонкостен-
ные «ажурные» структуры, однако пены растворов некоторых ве-
ществ разрушаются и в случае толстостенной многогранной струк-
туры (средняя область); при этом наблюдается «обвал» пены
почти по всей высоте колонки. Согласно теории эмульсий устой-
чивость пен в целом зависит от прочности и структуры стенок-
пленок и их поверхностных слоев. Физические свойства пены резко
49
отличаются от свойств исходных компонентов (например, плот-
ность, вязкость и др.) и также определяются состоянием пленок.
Молекулы поверхностно-активного вещества в пленке раство-
ра ориентируются гидрофильной частью в раствор, а гидрофоб-
ной— в сторону газа. Гидратируясь, совокупность гидрофильных
частей образует гидратные слои, разделяющие соседние газовые
пузырьки и защищающие их от коалесценции. В стадии пенооб-
разования эти слои содержат много раствора, оказавшегося там
вследствие конвективного перемешивания. При стекании жидко-
сти слои утончаются до определенной толщины с последующим
Рис. 3.2. Пены в свободном
объеме (а, б, в) и схема элемен-
тарных ячеек пены (г, д)
60
замедлением и прекращением процесса утончения, что связано с
кинетическим механизмом поверхностного натяжения раствора в
пленке дисперсной среды. Устойчивость пен зависит от скорости
развития этого процесса.
В настоящее время развиты следующие теории устойчивости
пен, предложенные Марангони, Гиббсом, Плато, П. А. Ребинде-
ром, Б. В. Дерягиным. Эти теории находят экспериментальное
подтверждение и хорошо объясняют устойчивость пен на различ-
ных стадиях развития процесса.
Предложенная Гиббсом теория эластичности сводится к следую-
щему. Молекулы поверхностно-активного растворенного вещества
адсорбируются на границе раздела фаз. Количество адсорбирован-
ного вещества N определяется по формуле Гиббса
"—тИН- <з-'>
где с — концентрация активного вещества в растворе, R — универ-
сальная постоянная, Т — температура по шкале Кельвина, в этой
формуле можно выделить изотермическую поверхностную активность
раствора
Гиббс показал, что если тонкую пленку раствора ПАВ под-
вергнуть местному вытягиванию, то увеличение площади плен-
ки приводит к уменьшению поверхностной концентрации адсор-
бционного слоя и, как следствие, к увеличению поверхностного
натяжения, тормозящего утончение пленки. Это явление ярко выра-
жено для малоконцентрированных немицеллярных растворов высоко-
активных ПАВ, когда незначительное изменение поверхностной кон-
центрации резко отражается на коэффициенте поверхностного
натяжения. Изотермы поверхностного натяжения, определенные
нами на сталагмометре УФНИИ для исследованных ПАВ, раство-
ренных в водопроводной и пластовой водах различных газохрани-
лищ страны, показали, что наиболее активны растворы концент-
рации до 0,02% вес., так как для них |^-| весьма высока именно
в области 0<с<0,02. Следовательно, механизм влияния а на
прочностные характеристики пен показывает следующее. Для
образования высоковязкой пены при заданной концентрации раст-
вора объем газовой фазы должен быть таким, чтобы поверхностная
концентрация была в области наивысшей активности раствора.
В табл. 3.7 приведен ряд активности растворов различных ПАВ,
построенный обработкой изотерм поверхностного натяжения.
Марангони было отмечено, что упругость поверхностной пленки
растворов в динамических условиях выше, чем в статических.
В основе этого лежит зависимость скорости адсорбции на границе
раздела от конвективных и диффузионных процессов. Это важный
факт для объяснения сопротивления пены движению особенно в по-
ристой среде, так как адсорбция молекул ПАВ поверхностью породы
приводит к обеднению раствора, а в процессе фильтрации происходит
непрерывное разрушение и созидание пены.
51
Таблица 3.7
Поверхностная активность растворов ПАВ в интервале концентраций
О—0,02%, 10s дин/(см %)
Наименование ПАВ Поверхност- 1 ная актив- 1 ность Поверхност- 1 ная актив- ность Наименование ПАВ Поверхност- ная актив- ность
Наименование ПАЫ..
Лиссаполь 2150 Аркополь 1850 Превоцелл-100 1500
Неонол 2В1315-9 2150 Марвелан 1850 Проксанол 186 1450
ОП-7 2075 Нервоцелл ЕО ort-ю дхк 1825 ОП-Ю снхк 1300
Конокс-109 2075 1800 Сульфанол НП-3 1025
Тержитол 2050 Саопаль 1750 Неонол В1020-40 1025
Синтанол ДТ-7 2000 Сентанол ВН-7 1725 ОКМ 800
Ноиген ЕА-130 2000 Неонол В1020-30 1700 Каталин 100
Неонол 2000 Превоцелл Г PC 1675 ДС-РАС 75
В1416-12х ОП-4 1900 Диссольван 1736 1600 КТР 25
Примечание. В табл. 3.7— 3.9 аббревиатура при ОП-Ю указывает на ззеод-изготоеИ'
тель.
Для чистых жидкостей ад = аст. Поэтому образовавшаяся при
механическом перемешивании такой жидкости с газом пена не испы-
тывает внутреннего сопротивления деформациям и тут же разру-
шается. Время разрушения определяется скоростью стекания. Этот
промежуток времени незначителен, поэтому считают, что чистые
жидкости пену не образуют.
Из рассмотрения схемы ячейки пены (см. рис. 3.2) очевидно, что
Pi = ро— 2ах, (3-2)
где pi—давление в сильно искривленных участках и углах ячейки;
ро—давление в плоских участках; % — кривизна сильно искривлен-
ного участка.
Из выражения 3.2 видно, что под действием капиллярных сил
возникает поток жидкости в углы ячейки, где давление меньше.
Этот поток увлекает и адсорбционный слой ПАВ. Новый поверх-
ностный слой образуется из относительно малоконцентрированно-
го раствора внутренних слоев. Создавшийся градиент о препят-
ствует потоку поверхностного слоя, а образовавшийся градиент
концентрации в углах ячейки способствует обратной диффузии
ПАВ со связанной водой. Все это предотвращает дальнейшее
истощение пленки и способствует повышению устойчивости пены
в статических условиях.
Плато для объяснения устойчивости пен предложил теорию
поверхностной вязкости: устойчивость пен объясняется высоко-
вязким или механически прочным адсорбционным слоем на по-
верхности пленки-стенки между пузырями газа. В Советском Сою-
зе эта теория была широко развита П. А. Ребиндером и его шко-
лой, показавшими, что некоторые активные вещества имеют
52
высокую, иногда равносильную твердости поверхностную вязкость.
Величину поверхностной вязкости можно измерить на вискозимет-
ре с качающимся диском (аналогичном вискозиметру Кулона).
Согласно Ребиндеру поверхностные слои имеют гелеобразное
строение, и некоторые высококонцентрированные растворы обра-
зуют пленки, имеющие структурную вязкость неньютоновского
тела.
Растворы композиции ПАВ в одних случаях стабилизируют
пену, в других гасят. Для повышения устойчивости пен, по-види-
мому, необходимо создать композицию, повышающую поверхност-
ную вязкость слоев. По А. А. Трапезникову образование тиксо-
тропной структуры в толще пленки способствует повышению
устойчивости пен. Наши опыты с техническими поверхностно-
активными веществами с использованием КМЦ (карбоксил-метил-
целлюлоза), повышающей вязкость дисперсионной среды, пока-
зали, что устойчивость стабилизированных 0,1—0,5% КМЦ пен
ОП-Ю в 1,3—1,8 раза выше, чем у нестабилизированных. Устой-
чивость пен с весьма тонкими стенками можно объяснить суще-
ствующей теорией двойных электрических слоев Б. В. Дерягина.
Одной из причин разрушения тонкостенных пен считают диффузию
газа через граничный слой из пузырьков малого радиуса в пу-
зырьки большого радиуса под действием сил давления. В самом
деле давление внутри пузырька pi (см. рис. 3.2) равно
£2 = ро-Н 2ох, (3.3)-
где ра—давление окружающей среды, ?.— кривизна пузырька.
Тогда по уравнению (3.3) газ из пузырьков малого радиуса
будет диффундировать в пузырьки большого радиуса, скорость
диффузии будет зависеть от толщины среды, окружающей пузы-
рек газа.
Пенообразующая способность исследованных ПАВ
и устойчивость пен в статических условиях
При выборе ПАВ для целей интенсификации эксплуатации
ПХГ из ряда выпускаемых промышленностью поверхностно-актив-
ных веществ их пенообразующая способность и устойчивость пен
водных растворов — один из основных показателей. Пены можно
применять для увеличения полноты замещения воды газом и для
экранирования движения пластовых флюидов по различным тех-
нологическим соображениям (изоляция краевых, целиковых, про-
пластковых и подошвенных вод, закупорка неплотностей в кровле
и подошве пласта-коллектора, ограничение передвижения фронта
газ — вода за определенную изогипсу и пределы геологической
ловушки, в сбросы и др.).
При практическом осуществлении некоторых из этих мероприя-
тий необходимо знать статическую устойчивость пен, образован-
ных из растворов ПАВ. Концентрация ПАВ в растворе при филь-
трации уменьшается вследствие конвективно-диффузионного пере-
53
мешивания и сорбционных явлений. Вследствие невозможности
теоретического установления зависимости пенообразующей способ-
ности от концентрации опытные данные являются важным пока-
зателем, позволяющим оценить влияние не поддающихся прямому
измерению в пластовых условиях факторов.
При фильтрации даже однородной ньютоновской жидкости
часть ее в тупиковых порах пласта остается неподвижной, сни-
жая эффективную пористость. В этих условиях нагнетаемый в
пласт раствор ПАВ, несмотря на практически одинаковую с пла-
стовой водой вязкость, не будет полностью замещать пластовую
воду. Оставшаяся за фронтом замещения пластовая вода, смеши-
ваясь с раствором, окажет определенное влияние на пенообразую-
щую способность раствора и стабильность образовавшейся пены.
Поэтому эксперименты проводились с растворами ПАВ на пласто-
вой и водопроводной воде.
Опыты проводились при температуре 20 и 40° С на приборе
Росса — Майлса, имеющем термостатированный цилиндр с внут-
ренним диаметром 43 мм и высотой 900 мм. Применялись раство-
ры ПАВ с весовой концентрацией 0,02; 0,05; 0,1; 0,25; 0,5; 1%.
Для сравнения устойчивости пен различных ПАВ при 20 и
40° С определены пенные числа и газосодержание пен в зависимо-
сти от концентрации раствора, времени «старения» пен и присут-
ствия стабилизатора (КМЦ).
Эксперименты показали, что с повышением температуры устой-
чивость пен падает, например, для ПАВ превоцелл WON — в 1,4
раза; для ОП-Ю СНХК— 1,15 раза. Пенообразующая способ-
ность растворов в минерализованной воде меньше, чем в водопро-
водной, в среднем в 1,5 раза. Однако устойчивость пены на мине-
Таблица 3.8
Ряд ПАВ по пенообразующей способности, построенный для растворов ПАВ
на дистиллированной воде при 20е С и концентрации 0,25%
Наименование Пенообразу- ющая спо- собность, мл Наименование Пенообразу- ющая спо- собность, мл Наименование Пенообразу- ющая спо- собность, МЛ
Тержитол 310 Марвелан 235 Неонол В1020-30 по
Аркополь 280 Превоцелл WON 225 Превоцелл FO 80
Сульфанол НП-3 280 ДС-РАС 225 Катапин 77
Синтанол ДТ-7 275 ОП-7 220 ОП-Ю СНХК 70
Конокс-109 265 Лиссаполь 210 КТР 70
Превоцелл ЕО 260 Синтанол ВН-7 207 Проксанол 186 61
Неонол 2В1315-9 256 Ноиген ЕА-130 202 Стенол-100 45
Неонол 250 Саопаль 198 ОКМ 38
В1416-12х Превоцелл OFP-100 198 Диссольван-1738 25
ОП-10 дхк Превоцелл WOF-100 250 235 Неонол В1020-40 140 ОП-4 15
54
Таблица 3.9
Ряд ПАВ по устойчивости пены, образованной из 0,25% раствора ПАВ
на дистиллированной воде при 20° С за 10 мин
Наименование Устой- 1 чивость Наименование Устой- чивость Наименование Устой- чивость
ОП-4 1,0 ОП-Ю СНХК 0,8 Неонол В1020-40 0,35
КТР 0,87 Превоцелл WON 0,8 ОП-Ю дхк 0,3
Синтанол ВН-7 0,86 Конокс 7-109 0,8 Н еонол 0,25
Синтанол ДТ-7 0,85 Превоцелл 0,75 | В1416-12х
ДС-РАС 0,85 WOF-100 | Неонол 2В1315-9 0,2
Саопаль 0,84 Превоцелл OFP 0,75 Неонол В1020-30 0,15
Сульфанол НП-3 0,83 Ноиген ЕА-130 0,75 Прееоцелл 0,15
Тержитол 0,8 Стенол-100 0,7 НОГР-ЮО
Аркополь 0,8 Проксанол 186 0,55 Диссольван 1738 0,15
ОКМ 0,8 Каталин 0,35 ОП-7 0,1
Марвелан 0,1
рализованной воде (хлоркальциевого типа, плотность 1,09) значи-
тельно выше, например, для ОП-Ю СНХК в 1,3 раза. Это
объясняется стабилизирующим действием электролитов и усиле-
нием при этом структурно-механических свойств адсорбционных
слоев ПАВ.
На основании полученных результатов построен ряд ПАВ по
пенообразующей способности и устойчивости (табл. 3.8, 3.9).
Исследование динамического пенообразования
Исследования показывают, что пенообразующая способность
растворов ПАВ зависит главным образом от концентрации. При
применении прибора Росса — Майлса в пенообразовании участ-
вует не весь объем раствора, а только часть, вовлекаемая в кон-
вективное движение падающей из стандартной воронки струей.
В связи с динамическим характером образования пены в пористой
среде (и в стволе скважины при удалении водоконденсатной смеси
с забоя) необходимо знать нижний предел концентрации ПАВ
(стабилизатора), при которой имеет место эффективное пенооб-
разование. С целью изучения динамических характеристик пено-
образования были изготовлены прозрачные колонки из органиче-
ского стекла с внутренним диаметром 40 и 35 мм. Установка
испытывалась на 15 кгс/см2 и позволяла проводить эксперименты
при рабочем давлении 10 кгс/см2. Схема установки приведена
на рис. 3.3.
Определялась пенообразующая способность растворов ПАВ с
известной начальной концентрацией. Опыты проводились до исто-
щения растворов и измеряли значение концентрации ПАВ в исто-
щенном растворе и в жидкости, выделенной при разложении
пены. Концентрации определялись двумя методами: на сталагмо-
метре и интерферометре.
55
Рис. 3.3. Схема экспериментальной
установки динамического пенообразо-
вания:
1 — колонка; 2, 3 — емкости; 4 — гязосчет-
чик; 5—образцовые манометры; 6, 7, 8, 9,
10— вентили; 11 — трубка для предотвра-
щения образования газовых пробок; 12 —
измерительная шкала
Исследования показали, что
концентрация истощенного рас-
твора на 1—2 порядка ниже ис-
ходной. Например, при образо-
вании пены из 0,1% раствора
ПАВ превоцелл WOF-100 кон-
центрация истощенного раствора
составила около 0,001—0,01%.
Концентрация раствора, выде-
ленного из самой пены, состави-
ла 0,03—0,045%. Для пен, обра-
зованных из растворов с на-
чальными концентрациями ПАВ
WOF-100 0,005 и 0,01%, соответ-
ствующие концентрации соста-
вили 0,0005 и 0,006; 0,001 и
0,035%. Аналогичные результа-
ты с учетом дополнительных
исследований размеров ячеек и
общего объема пены и веса вы-
деленного при разрушении пены
раствора позволили статистичес-
ки оценить газосодержание, по-
верхностную и объемную кон-
центрацию раствора в каркасе,
толщину пленок и другие пара-
метры пены. Например, при
динамическом пенообразовании
из раствора ПАВ с исходной концентрацией 0,1% вес. при давле-
нии опыта 11 кгс/см2 было получено V-500 мл пены со средним
размером ячеек 1 мм в диаметре. Вес раствора, выделенного при
разрушении пены, был равен 2 г с концентрацией ПАВ в нем
0,045%. Общая площадь поверхности пены, принятой состоящей
из сфероидных ячеек диаметром 1 мм, составляет при этом
22230 см2, а средняя толщина стенок пены 0,9 • Ю-4 см. Для оцен-
ки поверхностной концентрации (адсорбции) было вычислено
число молекул в пене, оказавшееся равным 5,42-1017 (принято,
что молекулярный вес равен 1000). По данным И. И. Кравченко
и Г. А. Бабаляна [70] площадь, занимаемая молекулой ПАВ типа
ОП-Ю в зависимости от их ориентации по отношению к поверх-
ности сорбента, колеблется от 91 до 300 А2. Определим площадь
«частокола Лэнгмюра», считая, что все молекулы будут адсор-
бированы на поверхности
S = NS»,
где %—посадочная площадь одной молекулы, N—число молекул
ПАВ в растворе. Вычисленные площади соответственно равняются
4930 см2 и 16260 см2. При этом толщина адсорбционного мономоле-
кулярного слоя 4—31 А. Таким образом, при пенообразовании соз-
56
даются условия, когда все молекулы могут оказаться на поверх-
ности, тогда любая деформация приводит к нарушению равновесных
условий и проявлению эффектов Марангони и Гиббса.
Влияние динамических факторов на характеристики пен изу-
чалось на этой же установке. Следует отметить, что вопросы
теории пенообразования в настоящее время не имеют аналитиче-
ского решения. В этих условиях физическое моделирование —
эффективное средство для изучения конкретных показателей. Ана-
лиз экспериментальных работ [34, 58], а также физика явления
позволяют заключить, что процесс пенообразования можно опи-
сать следующей функцией отклика
= f (h., с, v, р.р, fir, рр, pr, d, g), (3.4)
где V — объем пены; h — высота столба раствора пенообразующего
вещества в исходный момент времени; с — весовая концентрация
пенообразующего вещества, %; v—средняя скорость движения газо-
вых частиц; d — диаметр колонки; g — ускорение свободного падения.
Выберем в качестве величин с независимыми размерностями р.,,
pr, h. Определитель, составленный из их размерностей, отличен от
нуля.
В соответствии с П-теоремой [105] имеем
=/(Re, ке, icg, 7^, кр, zL); (3.5)
2
T->„ vd? с ₽Рр
Re = —; -с = —; (3.6)
>Р Нр
Для изучения критериальной зависимости (3.5) были прове-
дены однопараметрические эксперименты при изменении л , пока-
завшие автомодельность процесса по отношению к этим критериям
с точностью до ошибок опыта. Возможное изменение параметров
Гсц, весьма незначительно и практически находится в пределах
погрешностей измерения.
Таким образом, задача упрощается и критериальное уравнение
подобия принимает вид
=<p(Re, яс). (3.7)
Специальный выбор вида функции отклика позволяет предста-
вить обобщенные результаты экспериментов в виде зависимости от
критерия Рейнольдса, так как анализ результатов экспериментов
показывает, что в исследуемой области изменения критериев имеет
место зависимость
-^A(lgRe)'", (3.8)
где т, А —постоянные коэффициенты.
57
я„.яс(Ю~*)
Рис. 3.4. Режим пенообразования:
1— h = 30 мл, « = 0.05%; 2 — h=10 мл,
й— 0,1%; 3 —Й = 10 мл, «=0.05%
Левая часть выражения (3.8) характеризует распределение
эмульгатора-стабилизатора в полученной пене. В графическом пред-
ставлении процесса обнаруживается область автомодельности по
критерию Re (рис. 3.4). Критическое значение числа можно принять
равным 8. Тогда первая зона 0,8 < Re <8, вторая Re > 8. При
этом изучаемую функцию можно описать эмпирически по данным
опыта:
зона т = 1; А =0,9 . 104;
зона т=0; А =3,93- 104.
Из общих результатов следует, что определяющее влияние на
пенообразование оказывают распределение эмульгатора-стабилизато-
ра в пене vv/wc и динамические характеристики системы. Важный
вывод—необходимость проведения сравнительных исследований
различных пенообразующих веществ в автомодельной области.
Исследование динамического коэффициента
межфазного натяжения водных растворов
пенообразующих поверхностно-активных веществ
Водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) в по-
следние годы находят широкое применение в нефтегазодобываю-
щей промышленности. Во многих технологических процессах, свя-
занных с бурением скважин, замещением и изоляцией пластовых
жидкостей, важную роль играют поверхностные явления, на ре-
гулирование которых направлено применение ПАВ. Одно из ос-
новных свойств водных растворов ПАВ — снижение коэффициен-
та межфазного натяжения между раствором и нефтью, раствором
и газом. При выборе концентрации ПАВ в растворе обычно руко-
водствуются значением коэффициента поверхностного натяжения,
определенного статическим и полустатическим методами. Меж-
ду тем во многих технологических процессах происходит сильная
деформация во времени поверхностных слоев и проявляется ди-
намический коэффициент поверхностного натяжения. К таким про-
цессам относятся замещение нефти водными растворами в приза-
бойной зоне, пенообразование и движение пен в стволе скважины
и в пористой среде и др. Эти процессы связаны с интенсивным
перемешиванием и, следовательно, деформацией поверхностных
58
слоев. Описываемые ниже эксперименты были поставлены с це-
лью установления динамического коэффициента межфазного натя-
жения водных растворов технических неионогенных ПАВ на гра-
нице с воздухом.
Изменение поверхностного натяжения пленки раствора во вре-
мени оказывает существенное влияние на ценообразование, устой-
чивость пен в процессе их развития и старения. Это связано с
кинетикой формирования адсорбционных слоев поверхностно-ак-
тивных молекул, что обусловлено диффузионными свойствами мо-
лекул ПАВ.
Существует несколько методов определения динамического
межфазного натяжения: метод колеблющейся струи, метод колеб-
лющихся пленок, метод поверхностного потенциала и другие, а
также сталагмометрический метод, с помощью которого в зависи-
мости от скорости каплеобразования можно определить статиче-
ский (равновесный) и динамический коэффициенты натяжения.
Этот метод в связи с возможностью моделирования образования
капель и пузырьков с различной скоростью был выбран нами для
исследования динамического коэффициента натяжения. Преиму-
щество этого метода — сохранение молекулярной структуры ад-
сорбционного слоя активного вещества.
При сталагмометрическом методе измерения динамического
коэффициента поверхностного натяжения каплеобразование про-
исходит под действием гидростатического столба раствора. Этот
метод дает достаточно точные результаты для равновесного натя-
жения, а при измерении динамического коэффициента вследствие
изменения напора во времени обычно измеряют натяжение при
средних значениях напора.
Для определения коэффициента статического и динамического
натяжения растворов нами использовался модернизированный ста-
лагмометр УфНИИ с электроприводом МШ-220. В зависимости от
поданного на электродвигатель напряжения стало возможным из-
менять в широких пределах скорость каплеобразования (табл.
3.10). В опытах применялись прямые полированные капилляры
(с параметрами 1,74; 1,05; 0,985). Для счета капель использовал-
ся конвейер, движущийся под капилляром горизонтально. Разме-
ры капель вычислялись исходя из общего объема шприца и числа
капель. Для повышения точности определяли средний вес капель
для трех зон шприца по высоте. Для оценки точности применялась
дистиллированная вода при температуре 20° С. Известно, что для
индивидуальных жидкостей статический и динамический коэффи-
циенты натяжения не отличаются. Измеренные при различных
скоростях истечения значения динамического коэффициента натя-
жения для дистиллированной воды равнялись 73 дин/см с по-
грешностью 0,5 дин/см.
Растворы ПАВ приготовлялись на водопроводной и пластовой
воде (нижнещигровского горизонта Щелковской площади (НЩГ)
плотностью 1,09 хлоркальциевого типа при следующих весо-
вых концентрациях: 0,02; 0,1; 0,3; 0,5; 1%. Результаты экспери-
59
Таблица 3.10
Скорости истечения растворов ПАВ (с=0,3%) из капилляра
и динамические коэффициенты их межфазного натяжения
Наименование Коэффициенты межфазного натяжения, дин/см
Шкопау F-PC 0;32 53;38 80;39 118;40 142;40
0;27 44; 4 2 81;43 112;45 139;46
ОП-Ю СНХК 0;32 54;44 82; 45 113;46 143;47
0;31 57;49 81;51 116;52 142;52
ОП-Ю ДХК 0;33 57;47 84-50 115;50 145;50
0;30 58;47 84; 49 114;50 144;49
ОП-7 0;30 54;41 81;42 112;44 142;43
0;32 54;44 79;46 109;46 137;46
Тержитол 0;29 52;34 79;34 115;36 140;33
0;27 53;35 79;35 113;35 139; 34
Аркополь 0;32 43;39 79; 38 112;39 130;39
0;28 53;37 79;38 113,37 143,38
Лиссаполь 0;27 54;35 79; 33 112;35 137;35
0;29 54; 44 78; 45 118;48 137;48
Превоцелл WON 0;29 52; 34 79; 34 112;35 138;36
0;29 01 ;35 75; 36 109; 37 136; 38
Превоцелл WOF-100 0;34 57;55 83;57 118;48 145;59
0;37 55;57 79;58 113;58 139; 58
&п 0, П D
Примечание. Показатели расположены по формуле Dnp’ °пл соответст-
вия» °пл
венно скорость истечения из капилляра раствора в пресной и пластовой воде; аПр, «пл —ко-
эффициенты межфазног® натяжения, соответствующие скорости оПр и рпл.
ментов показали, что динамическое натяжение весьма сильно отли-
чается от статического. Особенно характерна зависимость разности
f(c, v) = Од — аот динамического и статического коэффициентов на-
тяжения от концентрации. Изучение характера этой зависимости
позволяет оценить поведение пен в пористой среде. В процессе
старения в пористой среде активные вещества будут адсорбироваться
из жидкости (пленки) поверхностью пористой среды. Концентрация
активного вещества в пленке пены будет снижаться также за счет
смешения раствора с пластовой водой, находящейся в свободном
или связанном состоянии. Снижение концентрации ПАВ в пленке
приводит к увеличению разности /(с, v) =ад—о01 для ряда ПАВ.
При этом будут усиливаться реологические характеристики пен
и твердообразности их ячеек, что отразится на физико-механических
характеристиках пен. Изменение функции f(c, v) необходимо учи-
тывать также при внесении ПАВ в высокоскоростные потоки в трубо-
п роводах.
60
Статическая адсорбция пенообразующих веществ
из водных растворов применительно
к задачам осушки пласта
Для проведения расчетов использования пенообразующих ве-
ществ в технологических процессах подземного хранения газа не-
обходимо знать изотермы адсорбции их молекул из растворов вы-
сокой концентрации. С целью получения исходных данных для
расчетов изучена равновесная адсорбция на кварцевом песке тех-
нических неионогенных ПАВ, являющихся оксиэтилированными
продуктами и применяемых в качестве стабилизаторов пен при
интенсификации создания и эксплуатации подземных хранилищ
газа в водоносных песчаных коллекторах.
В качестве адсорбента был взят отсортированный кварцевый
песок, близкий по гранулометрическому составу к песчанику кол-
лектора НШГ
Размер зе- Менее
рен, мм 0,2 0,2 — 0,125 0,125 — 0,09 0,09 — 0,071 0,071—0,063 0,063
Содержа-
ние фракции,
% вес. 2,7 1,3 77,5 16,0 1,8 0,7
По данным минералогического анализа фракций песок на 95—
96% состоит из кварца, остальное приходится на полевой шпат,
корунд, циркон, рутил и другие минералы.
Песок перед опытом отмучивался, обрабатывался 10%-ной со-
ляной кислотой и промывался дистиллированной водой до нейтра-
лизации ионов хлора.
Количество адсорбированного
ПАВ определялось по уменьше-
нию концентрации его в растворе
после достижения равновесной
адсорбции на поверхности песка.
Измерение концентрации ПАВ в
растворе после адсорбции — са-
мый ответственный этап опыта.
Поэтому определение концентра-
ции проводилось по методу Брау-
на, основанному на образовании
экстрагируемых хлороформом
комплексных соединений ПАВ
с тиоцианокобальтаммонием. Этот
метод является наиболее точным
[68].
Полученная зависимость меж-
ду равновесными величинами кон-
центраций ПАВ в раоворе и ад-
сорбции приведена на рис. 3.5
Рис. 3.5. Изотермы адсорбции и их
аппроксимации уравнением Лэнгмюраг
1 - ОП-10 CH X К; 2 - превоцелл WOF-100;
з — вревоцелл WON
61
для ПАВ ОП-Ю Салаватского
НХК и превоцелл WOF-100 и
WON.
Полученные изотермы адсорб-
ции в области концентраций, су-
щественно превышающих критиче-
скую концентрацию мицеллобразо-
вания (ККМ), описываются
термой Лэнгмюра:
_ _ 1уСо________1У
а~ Со + Р^ Ц-Р/
фазе, величина адсорбции;
Таблица 3.11
Параметры изотермы адсорбции
Значение коэффи- циентов Лэнг- мюра, безраз- мерные ОП-Ю СНХК Прево- целл WOF-100 Прево- целл WON
t 1,79 1,24 2,27
р 57,90 12,60 17.90
изо-
(3.9)
У —
где а — концентрация в твердой
концентрация в жидкой фазе, равновесная с адсорбцией а; 7, Р —
константы адсорбции.
Коэффициенты 7, Р для исследованных ПАВ, найденные методом
наименьших квадратов, приведены в табл. 3.11.
Наиболее точное описание экспериментальных данных форму-
лой Лэнгмюра получено для ОП-Ю. Погрешность в среднем 3%.
Величина адсорбции молекул поверхностно-активных веществ ряда
исследованных (см. табл. 3.4) ПАВ, представляющих теоретиче-
ский и практический интерес для их применения в технологиче-
ских процессах подземного хранения газа, приведена в табл. 3.12.
Ряд результатов этой таблицы заимствован из работ Г. А. Баба-
ляна, И. И. Кравченко и А. Л. Штангееба. В этих опытах величи-
на равновесной адсорбции на кварцевом песке определена ста-
лагмометр ическим методом.
Таблица 3.12
Статическая адсорбция ряда ПАВ на кварцевом песке
Наименование Величина адсорбции на кварце- вом песке, мг/г Наименование Величина адсорбции на кварце- вом песке, мг/р
ОП-45 8 Прохалит 1,2
Каталин 6 Ноиген ЕА-130 1,0
Превоцелл WON 2,7 ОП-4 0,9
ДС-РАС 2,53 Неонол 2В 1315-9 0,7
ОП-Ю 2,4 ОКМ 0,7
Превоцелл ЕО 2,3 ОП-Ю СНХК (первый 0,6
Тержитол 2,3 завоз)
Сульфанол НП-1 2,18 Неонол В1416-12х 0,6
Аркополь 1,7 Неонол В1020-40 0,4
ОП-7 1,6 Шкопагол АГ-010 0,35
Проксанол 186 1,5 Диссольван 1733 0,34
Превоцелл WOF-100 1,5 Неонол В1020-30 0,3
Соапаль 1,4 Прохалит ОП-Ю40 0,26
ОП-Ю СНХК (второй 1,2 Сепарол 22 0,25
завоз) Превоцелл ОГР-ЮО 0,25
Превоцелл F0 1,2
€2
Из представленных данных следует, что наименьшую адсорб-
цию имеют неионогенные ПАВ. Полученные результаты вместе с
другими физико-химическими свойствами неионогенных ПАВ (пе-
нообразующая способность, поверхностная активность при низких
концентрациях и др.) однозначно свидетельствуют о предпочти-
тельной их применимости по сравнению с классом ионогенных
веществ.
Динамическая адсорбция ПАВ из водных растворов
В связи с разработкой и развитием методов интенсификации
пластовых процессов в теории и практике подземного газового
хранения, разработки и эксплуатации газовых месторождений,
связанных с применением растворов пенообразующих ПАВ высо-
кой концентрации, задачи определения пространственно-временно-
го распределения поверхностно-активного вещества в пористой
среде приобретают особую актуальность. Теоретические и экспе-
риментальные исследования проблемы, выполненные примени-
тельно к разработке нефтяных месторождений, относятся к обла-
сти соблюдения закона Генри [33, 115 и др.]. Различные аспекты
этой проблемы при соблюдении изотермы Лэнгмюра рассмотрены
в [122 и др.]. Как показали наши экспериментальные исследования,
адсорбционные процессы на поверхности пласта-коллектора —
главный фактор, определяющий интенсивность образования и дви-
жения пены в пористой среде [55]. Для технологических расчето»
применения пенообразующих веществ необходимо знание кине-
тических констант сорбции. Следовательно, возникает необходи-
мость теоретического и экспериментального изучения динамиче-
ской сорбции пенообразующих веществ при фильтрации их рас-
творов.
Дифференциальное уравнение материального баланса пенооб-
разующего ПАВ и при движении раствора в пористой среде пред-
ставляется в виде
+ + = ?(д?с). (3.10>
Неравновесная адсорбция учитывается уравнением кинетики
$ = ₽(<?-</) (3.11>
с начальными и граничными условиями
с (0, t) = со» с (х, 0) = с (оо, 0=0,
а(х, 0) =0, а (со, I) =0. (3.12}
Величины а и у связаны уравнением изотермы адсорбции. Пр»
высокой концентрации справедливо уравнение Лэнгмюра (3.9)
(см. рис. 3.5).
При осушке пласта, изоляции пластовых вод в призабойной
зоне, а также экранировании потоков газа и воды (для локализа-
ции газового пузыря и предотвращения обводнения всего храни-
6»
пища и для решения других технологических задач с помощью
пен) необходимо рассчитать зону распространения эффективной
концентрации. Точное решение задачи связано с численным инте-
грированием системы (3.10) — (3.12), в которой сорбционные и
диффузионные параметры подлежат определению из экспери-
ментов.
Дифференциальное уравнение (3.10) при прямолинейной филь-
трации раствора пенообразователя с учетом адсорбции и диффу-
зии примет вид
д In дс>\ д (си) _ де , да /Q
аТ'гаТ/ дГ~~ dl + ~дГ‘ (J-1J)
Уравнение кинетики процесса (3.11) и изотерма (3.9) сохраня-
ются. В уравнении (3.13) скорость движения в зависимости от ре-
жима нагнетания раствора определяется через скорость фильтрации
(4.25) или (4.27). Коэффициент конвективной диффузии определяется
с учетом продольных эффектов [33]:
£)=/>о + Хп. (3.14)
Xi =
(3.15)
Начальные и граничные условия (3.12) сохраняются. Приведем
систему (3.11)—(3.14) к безразмерному виду заменой
V . t _ '3 . и _ _Д.
с ’ т с0 ’
У — а Dp
z = —; а =-----; D = —Ч
cn 7СО v
Тогда система при постоянной скорости примет вид
г,. а2“ ди 1 ди , . . 1
D —г — -з— = — -дг + (и — z);
дх, дх{ 7 а/ 4 >'
-^- = (1 +Рг) - (U-2)
(3.16)
с начальным и граничными условиями
u(0, (1) = 1, и(со, 6)=0, (3-17)
z(xi, 0) = 0, z(oo, t) = 0.
С помощью новой замены х — х\, i\ = t— х/у или
x = xi, t=ti + x\/‘( (3.18)
система приводится к виду
(3.19)
аГ= 0 A-pzy (u — z)
с начальными и граничными условиями
и = (0, /) = I; z = (х, 0) = 0; и = (х, 0) = е~*. (3.20)
«4
Таблица 3.13
Область применения асимптотических формул
Концентрация пено- образователя в раст- воре. % вес. р *0 6> Концентрация пено- образователя в раст- воре, % вес. р Хо t.
о С О Прево- целл WON WOF-100 ОП-Ю Прево- целл WON WOF-100
0,086 0,28 0,397 5 4,5 0,325 0,518 1,676 2,381 30 1,2 0,075
0,173 0,559 0,794 10 2,0 0,300 0,777 2,514 3,571 45 0,8 0,040
0,259 0,346 0,832 1,118 1,190 1,588 15 20 2,0 2,0 0,20 0,150 1,040 3,350 4,760 60 0,7 0,030
Система (3.19)—(3.20) имеет асимптотическое решение [112],
справедливое при достаточно больших х и I, которое можно исполь-
зовать для анализа и проведения инженерных расчетов
х = (1 + Р) t- 1 + 4- [In (1 - u) - (Р - 1) In «]; (з 21)
Л'=(1 4- Р) t — 1 -f* -р* [In (1 —Ли) — (Р — 1) In Ли].
В работе [112] определена область применения асимптотических
решений для значений безразмерного параметра Р = 1 и Р = 3.
Как показали наши экспериментальные исследования, для ра-
бочих концентраций всех высокоактивных ПАВ эти результаты
непригодны. В этой связи возникает необходимость определения
области применения асимптотических решений для значений Р от
5 до 60.
Распространение ПАВ в пласте с точностью порядка 1% мож-
но рассчитать по асимптотическим формулам, начиная со следую-
щих %о и ta (табл. 3.13) [137]. Результаты расчетов для одного
варианта приведены на рис. 3.6.
Для использования асимптотических формул и численного ре-
шения системы (3.10) — (3.12) необходимо знать значения кинети-
ческого коэффициента сорбции 0 и коэффициента продольного
перемешивания X в формуле (3.14).
Эксперименты по определению кинетического коэффициента
адсорбции при применении растворов пенообразователей высокой
концентрации проводились с неионогенными ПАВ ОП-Ю из пар-
тии, представляющей, согласно паспортным данным, наиболее
узкую фракцию. Однопроцентный раствор ОП-10 из специальной
емкости через дозировочный микронасос подавался в сменную
модель пласта [55]. Для определения времени подхода раствора
к выходному сечению растворитель был «отмечен» 0,05 N раство-
ром NaCl, практически не адсорбирующимся на кварцевом песке.
Был проведен контрольный опыт по вытеснению меченой NaCl
воды однопроцентным водным раствором ОП-Ю. Результаты таких
3 1-36 65
Рис. 3.6. Сравнение ре-
зультатов численного ин-
тегрирования (/) и расче-
та распределения концен-
трации по асимптотичес-
кой формуле (2), р = 10
опытов совпадали с большой точностью. Раствор, проходя через
пористую среду, попадал в автоматический рефрактометр и после
него собирался в нумерованных пробирках. Раствор, собранный
в пробирках, подвергался анализу титрованием и интерферомет-
ром. С калибровочных графиков определялась текущая концен-
трация и строилась выходная кривая (рис. 3.7). Наиболее ответ-
ственная часть эксперимента — определение выходной концентра-
ции — контролировалась описанными в предыдущем разделе
химическими методами.
Параметры модели и условия проведения опытов были подо-
браны в соответствии с требованиями приближенного моделирова-
ния и имели следующие характеристики: длина 80 см, диаметр
Рис. 3.7. Теоретическая
и экспериментальная кри-
вые распределения кон-
центрации растворов
ПАВ (а) и NaCl (б) при
различных скоростях
фильтрации:
1—ш=7.5 см/ч, р=>0,035 ч
О, = 10,37 сма/ч: 2 — ш”«=
= 3,6 ем/ч;{1=0,036 ч h D,=
=0,85 см’/ч
66
3 см, проницаемость 0,7 Д, пористость 0,31. Для предотвращения
эффекта проскальзывания жидкости вдоль стенок (что было об-
наружено в предварительных опытах в стальных трубах) модель
пласта была заключена в маслостойкие резиновые гильзы и
обеспечивался гидрообжим в 40 кгс/см2. В опытах скорость филь-
трации, определенная на основе промысловых данных, составляла
1,5; 3,5; 5,69; 7,5 см/ч. Эти параметры использовались при чис-
ленном интегрировании уравнения (2.62) с целью обработки ре-
зультатов лабораторных экспериментов. Путем подбора были
вычислены осредненные значения X = 0,2 см, 0 = 0,035 1/ч. При
определении 0 использовалось также асимптотическое решение.
Моделирование биологического разложения ПАВ
в термохимических условиях подземных хранилищ газа
Массированное или локальное применение пенообразующих
поверхностно-активных веществ для интенсификации процессов
создания и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа
выдвигает необходимость исследования их стабильности в термо-
химических условиях пласта (в смысле сохранения основных
свойств пен) в течение длительного времени и связано с экологи-
ческими вопросами их использования. В существующих методах
испытаний биологической разлагаемости широко распространен-
ных ПАВ предусматривается наличие аэробных бактерий, имею-
щихся в сточных водах различных производств и преимуществен-
но в наземных условиях. В пластовых условиях развиваются в
основном анаэробные сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ),
жизнедеятельность которых наблюдается в широком термохими-
ческом диапазоне: pH = 4,15—9,92, температура до 85° С и давле-
ние до тысячи кгс/см2 при наличии в воде сульфат-ионов [101].
Согласно табл. 2.14 термогидрохимическая характеристика пла-
стовых вод отечественных хранилищ вполне охватывается этим
диапазоном. В этой связи были проведены исследования 1 микро-
биологических процессов, которые могут протекать в пластовых
анаэробных условиях при нагнетании водных растворов пенооб-
разующих ПАВ совместно с углеводородными газами.
Известно, что для жизнедеятельности СВБ необходимы органи-
ческие вещества: для конструктивного обмена — окисленные фор-
мы, а для энергетического обмена могут служить углеводороды.
В исследовании использовали неионогенные ПАВ — превоцелл
WOF-100 (оксиэтилированный жирный спирт) и превоцелл
WON (оксиэтилированный алкилфенол).
СВБ культивировали в среде Постгейта В [163] без органиче-
ских веществ (лактата натрия, дрожжевого автолизата, аскорби-
новой и тиогликолевой кислот) при добавлении 0,05%-ного пре-
воцелла WOF-100 или превоцелла WON. Для контроля приме-
’ Эксперименты проводились совместно с М. Ф. Галиакбаровым н Г. Т. Яго-
фаровой.
3* 67
Рис. 3.8. Исследование
биологического разложе-
ния ПАВ в моделируемых
термохимических услови-
ях ПХГ.
/, 2, 3, 4 — количество бак-
терий; 5, 6,7,8 — концентра-
ция HfS соответственно вере-
де с WOF-100; WON, Пост-
гейта В, Постгейта В с 0,5%-
ным молочнокислым кальци-
ем; 9,10 — а ДЛЯ первых двух
сред
няли среду Постгейта В и среду Постгейта В с заменой молочно-
кислого натрия 0,05 %-ным молочнокислым кальцием.
Для заражения использовали одинаковое количество жидкости
из 7-дневных накопительных культур СВБ, выделенных из сква-
жины 1187 Арланского НГДУ после 5—6 кратного пересева. Под-
счет бактерий проводили методом предельного разведения. Мо-
носульфан определялся иодометрически, поверхностное натяже-
ние — на приборе Ребиндера и сталагмометром. Эти параметры
определялись ежедневно в течение месяца.
Исследования развития СВБ в пластовой воде из скважины
1187 проводились без подачи органических веществ с добавлени-
ем превоцелла WOF-100 и превоцелла WON при концентрациях
0,01; 0,05; 1 и 5%.
Результаты исследований приведены на рис. 3.8. Как видно
из рис. 3.8, в растворах поверхностно-активных веществ обнару-
жен прирост моносульфана.
Наибольшее количество СВБ в 1 мл в растворах превоцелла
WOF-100 и превоцелла WON было на 15-е сутки (22 • 104 и
16-104 соответственно). В контрольных растворах максимальное
содержание бактерий обнаружено на 7-е сутки. Такое расхожде-
ние во времени можно объяснить адаптацией микроорганизмов
к растворам превоцеллов.
В исследуемых растворах поверхностно-активных веществ по-
верхностное натяжение возрастало по сравнению с исходным для
превоцелл WOF-100 от 43,8 до 52 дин/см, для превоцелл WON
от 40,8 до 47 дин/см в течение месяца.
В пластовой воде скв. 1187 без добавления питательных солей
в присутствии поверхностно-активных веществ наблюдается раз-
витие СВБ, о чем свидетельствуют выделение моносульфана, уве-
68
личение содержания СВБ и возрастание поверхностного натяже-
ния (в случае с превоцеллом WOF-100. при концентрациях до
5%). Увеличение концентрации превоцелла WON оказывает угне-
тающее действие на СВБ.
Поверхностное натяжение пластовой воды возрастало быстрее
по сравнению с аналогичным показателем питательной среды, со-
держащей превоцеллы. Можно полагать, что это связано с сим-
биозом СВБ с другими микроорганизмами, которые присутствуют
в пластовой воде.
Полученные результаты дают возможность сделать заключение,
что сульфатвосстанавливающие бактерии могут развиваться в рас-
творах превоцелл WOF-100 и превоцелл WON при их неболь-
ших концентрациях в анаэробных условиях подземных газохра-
нилищ. При этом наблюдается увеличение поверхностного натя-
жения, свидетельствующее о разрушении ПАВ.
Таким образом, в анаэробных условиях происходит биологи-
ческое разложение исследованных ПАВ в водных растворах малых
концентраций. В связи с этим необходимо отметить, что биохи-
мическая устойчивость пен, образованных из растворов высоких
концентраций, обеспечивает сохранение их основных экранирую-
щих свойств, а при размывании экранов, сопровождающемся сни-
жением концентрации пенообразователя, под действием анаэроб-
ных бактерий молекулы ПАВ будут локализованы в пределах
подземного хранилища газа.
ВЛИЯНИЕ ПЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОЦЕСС ЗАМЕЩЕНИЯ
ЖИДКОСТИ ГАЗОМ
Известно, что продуктивные характеристики эксплуатационной
скважины в основном определяются состоянием призабойной зоны.
В этой связи осушка призабойной зоны и всего пласта при нагне-
тании газа в хранилище приобретает исключительно важное зна-
чение. Обычные методы осушки пласта без применения методов
интенсификации малоэффективны, особенно в слоисто-неоднород-
ных структурах. Как следует из механизма замещения, описанно-
го аналитически с учетом физико-химических явлений и экспери-
ментально-статистической моделью, для повышения полноты вы-
теснения до прорыва газа (первый период) необходимо вести про-
цесс на малых перепадах, а после прорыва газа (второй период)
осушка будет вестись интенсивно при больших скоростях фильт-
рации.
Учитывая, что на фронте замещения мы всегда имеем модель
вытеснения первого периода, желательно осушку вести на малых
скоростях фильтрации. При любом заданном режиме закачки
газа в хранилище это требование будет удовлетворено тем полнее,
чем больше продуктивной толщи будет охвачено осушкой. Следо-
вательно, максимальная осушка призабойной зоны создает предпо-
сылки для лучшей осушки также и наиболее удаленных зон пла-
ста, что в свою очередь способствует созданию более компактного
б»
газового пузыря и предотвращает растекание и потери газа в пе-
риод простоя хранилища и отбора из него газа.
В предыдущем параграфе были изучены поверхностные свой-
ства растворов ПАВ, оказывающие влияние на процесс замещения
воды газом из пористой среды. Однако значительная часть харак-
теристик растворов ПАВ и пен, образованных из их растворов,
нельзя изучить путем прямых измерений. Большинство характери-
стик ПАВ и их пленок оказывают на устойчивость и движение
пен, особенно в пористой среде, совокупное воздействие, инте-
гральной оценкой которых может служить коэффициент замещения
их растворов газом на моделях пластов.
Исследования показывают, что степень уменьшения капилляр-
ных сил за счет снижения коэффициента поверхностного натяже-
ния применением растворов ПАВ несравненно меньше, чем сте-
пень увеличения «вязкости» образующейся газожидкостной си-
стемы — пены. Действительно, если для высокоактивных ПАВ
отношение коэффициентов поверхностного натяжения на границе
газ — вода и газ — раствор достигает 3—3,5, то отношение под-
вижностей газа и пены на 2 порядка выше [59].
Раствор пенообразователя, из которого в пласте образуется
подвижный вязкий разделитель между пластовой водой и нагне-
таемым газом, в процессе движения по пласту истощается также
за счет конвективно-диффузионного перемешивания с пластовой
водой, находящейся в свободном или связанном состоянии, и
адсорбции ПАВ поверхностью породы. Как показывают исследо-
вания, в некоторых задачах сорбционные явления превалируют
над диффузионным процессом, что приводит к рассмотрению урав-
нений гиперболического типа (см. 3.19).
При исследовании вопросов интенсификации на данном этапе
развития теории пенообразования и движения пен в пористой сре-
де необходимо установить корреляционные связи между управ-
ляемыми параметрами и интегральным показателем процесса —
функцией отклика. В рассматриваемом случае управляемым пара-
метром, находящимся под контролем, является изменяющаяся
концентрация ПАВ в пенообразующем растворе при его фильтра-
ции в пласте. Установление зависимости функции отклика — ко-
эффициента замещения (или осушки) от этого фактора позволит
применить количественные методы исследования эффективности
использования растворов ПАВ для интенсификации работы ПХГ.
Изменение концентрации ПАВ в растворе может быть модели-
ровано замещением газом растворов ПАВ различных концентра-
ций. Это даст возможность получить воспроизводимые и, следова-
тельно, наиболее достоверные данные о процессе замещения на
всех участках пласта от скважины (галереи) до тех точек пласта,
где концентрация ПАВ находится ниже предела эффективного
пенообразования.
В предыдущих разделах было выявлено, что на пенообразую-
щую способность растворов, устойчивость и сопротивление пены
деформации и фильтрации (реологические свойства пены) оказы-
70
вают существенное влияние незначительные примеси. Поэтому
моделировалось замещение газом растворов пенообразователей,
приготовленных на дистиллированной, водопроводной и пластовой
водах различных хранилищ. В ряде случаев для экономии време-
ни, затрачиваемого на эксперименты, опыты проводились при двух
и трех значениях фактора минерализации.
В экспериментах использовались три типа моделей: прозрач-
ные (пористая среда представлялась стеклянным порошком раз-
личных фракций) в стеклянных трубках диаметром 35—40 мм,
длиной 40—60 см; непрозрачные (пористая среда из клинского
песка определенной фракции) в стальных трубах. Последние мо-
дели позволяли проводить опыты при давлениях от 5 до 100 кгс/см2
и изучать динамику пенообразования и фильтрации пены при
вытеснении раствора ПАВ газом.
Ранее нами было установлено [51, 57], что при вытеснении
растворов ПАВ газом коэффициент вытеснения стабилизируется
на расстоянии до 30 см длины модели. Во всех опытах прово-
дился контроль этого параметра. Результаты наблюдений и вы-
числений, приведенные на рис. 3.9, подтверждают, что результа-
а
а/«тал
2 — ОП-Ю СНХК. И — ОП дхк. 4 — превоцелл WOf-100, 5 — превоцелл WON. Опыты про-
водились с пресной и пластовой водой при Л= 1,83—6,33 Д, с = 0,5—1,0%
71
Рис. 3.10. Изменение коэффициента замещения растворов пенообразователей.
Системы: а — пластовая вода—азот; б — пластовая вода — природный газ; в — пресная вода—азот; г—пресная вода — природный газ; / —
ОП-10ДХК» 2 — превоцелл WOF-100, 3 — превоцелл WON, 4 — ОП-7, 5 — ОП-Ю СНХК. Значения градиента давления кгс/(см* • м) в опытах
а, б, г — 0,5, в опытах 8—2
Таблица 3.14
Влияние адсорбционных аффектов на коэффициент замещения
Наименование ПАВ Коэффициент заме- щения после насы- щения Коэффициент заме- щения через 240 час. Примечание
«о = 0,02% со = 0,1% = 0,02% с» = 0,1%
ОП-7 0,36 0,60 0,27 0,55 Слабоминерализо-
ОП-Ю 0,26 0,50 0,20 0,46 ванная (водопровод-
Сульфонат нат- 0,56 0,62 0,53 0,60 на я)
ОП-7 0,32 0,50 0,23 0,48 Среднеминерализо-
ОП-Ю 0,23 0,41 0,19 0,36 ванная (Гатчинская
Сульфонат нат- 0,23 0,42 0,17 0,31 вода)
ОП-7 0,26 0,50 0,20 0,48 Сильноминерализо-
ОП-Ю 0,23 0,40 0,16 0,33 ванная (Щелковская
Сульфонат нат- рия 0,13 0,13 0,13 0,13 вода)
ты экспериментов находились вне области влияния концевых ка-
пиллярных эффектов.
Анализ этих данных показывает, что при концентрациях 0,3%
и выше для пластовых вод со слабой минерализацией (эти воды
моделировались водопроводной), а для растворов на пластовых
водах с высокой минерализацией (которые моделировались пла-
стовой водой Щелковского газохранилища)—0,5% и выше, ко-
эффициент замещения практически стабилизируется на расстоя-
нии 30 см.
На рис. 3.10 представлены обобщенные результаты опытов
по замещению растворов ПАВ азотом и природным газом, из ко-
торых следует, что за оптимальную концентрацию растворов ПАВ
на слабоминерализованных пластовых водах можно принять 0,3%,
в сильноминерализованных — 0,5%. Дальнейшее увеличение кон-
центрации, не приводя к существенному повышению коэффициен-
та замещения, влечет возрастание расхода ПАВ.
Изучалось влияние адсорбции на коэффициент замещения.
Опыты проводились при различных сроках выдержки растворов
в пористой среде. Время выдержки устанавливалось в зависимо-
сти от наступления адсорбционного равновесия, определяемого на
основании литературных данных и наших экспериментов по изу-
чению предельной адсорбции. Полученные результаты представ-
лены в табл. 3.14 и показывают существенное влияние адсорбци-
онных характеристик на исследуемый параметр отклика.
Изучение физико-химического механизма полноты замещения
жидкости газом показывает, что применение ПАВ должно дать
высокий эффект в неоднородных пластах-коллекторах. Экспери-
менты и опыт использования ПАВ на ПХГ действительно пока-
зали первоочередную целесообразность осушки призабойных зон
эксплуатационных скважин, вскрывающих неоднородный пласт-
73
коллектор. В связи с тем что основная часть гидравлических со-
противлений локализована в призабойной зоне скважин, представ-
ляет практический интерес изучение влияния градиентов давлений
на замещение растворов ПАВ газом. Эксперименты проводились
при градиентах давления 0,125; 0,25; 0,5; 0,75; 1; 1,25; 2 кгс/(см2 - м),
которые реализовали скорость движения границы раздела от 5
до 1000 см/сут. Результаты опытов показали, что для большин-
ства исследованных ПАВ коэффициент замещения в диапазоне
изменения градиентов давлений от 0,125 до 1,25 постоянен с точ-
ностью до ошибок опыта (см. рис. 3.10). При больших скоростях
движения границы раздела для высокоактивных ПАВ обнаружи-
ваются динамические эффекты, заключающиеся в проявлении
упругости поверхностного слоя. На рис. 3.9 представлены коэффи-
циенты замещения растворов ПАВ в пластовой воде природным
газом. Для ПАВ превоцелл WOF-100 коэффициент вытеснения
при градиенте 2 кгс/(см2-м) на 7—10% выше, чем при градиенте
0,5 кгс/(см2 • м).
Результаты экспериментов, представленные на рис. 3.9—3.10 и
табл. 3.15, позволяют подвести следующий итог. Основными фак-
торами, влияющими на коэффициент замещения растворов ПАВ
газом (азотом, метаном и природным газом), являются степень
минерализации пластовой воды, сорбционные характеристики ПАВ
и динамические характеристики замещения. Для выбора ПАВ с
целью интенсификации пластовых процессов при подземном
хранении газа можно предложить количественные показатели на
основании табл. 3.7, 3.8, 3.15 и результатов прямых эксперимен-
тов по замещению растворов ПАВ газом.
Для дальнейшего исследования механизма замещения жидко-
сти газом с применением пенообразующих ПАВ необходимо изу-
чить интегральные характеристики пенообразовании в пористой
среде при различных значениях градиента давления и физических
характеристик выбранной пористой среды.
Практика применения ПАВ на газохранилищах показывает,
что в зависимости от состояния призабойной зоны пласта время
закачки раствора и проталкивания оторочки от скважины может
быть большим и привести к сильной адсорбции ПАВ на поверх-
ности пористой среды, снижению качества раствора и проявлению
эффекта Ребиндера [99].
Пребывание раствора в пористой среде до наступления адсорб-
ционного равновесия влечет обеднение оторочки пенообразовате-
лем. В результате на более дальние участки от скважины про-
фильтруется раствор пониженной концентрации, тем самым эффект
осушки снизится. Кроме того, вследствие адсорбции ПАВ изменя-
ются поверхностные свойства не только жидкостей, но и твердых
тел. При этом в результате проникновения раствора ПАВ в
мельчайшие поры и трещины породы от них отслаиваются наибо-
лее мелкие и глинистые фракции. Эти частицы будут находиться
в свободной или связанной с пористой средой жидкости и при
отборе газа могут выноситься с потоком газа и жидкости в сква-
74
Рис. 3.11. Текущие коэффициенты замещения пенообразующих растворов газом
и потери давления на пенообразование в пористой среде при градиенте давления
0,5 кгс/(см2 м). Проницаемость, Д:
J — S.3; 2 — 2,15; з — 1,84
жину и способствовать абразивному изнашиванию забойного и
устьевого оборудования скважин.
В связи с этим для выяснения динамических факторов пено-
образования необходимо было экспериментально изучить этот
вопрос.
Эксперименты проводились на стальной цилиндрической моде-
ли при абсолютном значении входа 5 кгс/см2 (длина модели с
пористой средой 201 см, диаметр 57 мм). Пористая среда была
представлена несцементированным, отмытым от глинистых частиц
кварцевым песком Клинского карьера. В опытах использовались
фракции песка, обеспечивающие проницаемость 1,8; 3,2; 6,3 Д при
пористости 0,35—0,38. Опыты проводились при градиентах давле-
ния 0,25; 0,5; 0,75; 1; 1,25 кгс/(см2-м).
На рис. 3.11 приведены графики изменения потерь давления
на контрольном участке модели а(х) = const при замещении пе-
нообразующих растворов. По оси абсцисс отложено безразмерное
время, за масштаб принято время прохождения фронта газ —
раствор до концевого сечения модели пласта. По оси ординат
отложены величины потерь давления на контрольном участке, для
которого имеет место стабилизированное замещение. Экстремаль-
ные значения кривых соответствуют моментам подхода фронта
газ — раствор к первому и второму контрольным сечениям. Из
графиков следует, что пена наиболее «вязкая» в период ее обра-
зования. При этом потери давления практически в 2 раза больше,
чем при фильтрации жидкости с тем же расходом. После прохож-
дения фронта через контрольный участок потери плавно уменьша-
ются. Здесь же представлены текущие коэффициенты замещения
пенообразующих растворов газом. По графикам видно, что коэф-
фициент замещения для всех условий опыта и пористых сред
75
практически одинаков. Таким образом, динамические условия в
изученном диапазоне градиентов давлений не сказываются на
полноте замещения, а оказывают влияние на длительность прове-
дения процесса обработки скважины. Совместный анализ графи-
ков, представленных на рис. 3.11, иллюстрирует, что наибольшее
сопротивление фильтрации пена оказывает при нагнетании объе-
ма газа, равного в «пластовых» условиях примерно двум объемам
пенообразующего раствора. При фильтрации через контрольный
участок 5—6 порового объема газа в пластовых условиях на
этом участке пена существенно разрушается.
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕРАВНОВЕСНОСТИ ПЕН
В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Механизм проявления реологических свойств
Применение пенообразующих веществ не ограничивается ин-
тенсификацией осушки ПЗП, а позволяет решать такую важную
задачу подземного хранения газа, .как изоляция потоков пласто-
вых флюидов. Для этого необходимо изучать динамику пенообра-
зования и движения пен в пористой среде. В пористой среде, где
размеры поровых каналов весьма малы и остаточная водонасы-
щенность довольно значительна (около 10—20%), характерна пена
с толстостенными ячейками, и вследствие этого роль диффузии
газа между пузырьками сильно уменьшена. Однако при больших
скоростях фильтрации и проницаемости вероятно также образо-
вание пен с тонкими стенками, например, в призабойной зоне
скважины.
• Рассмотрим некоторые аспекты устойчивости пен в пористой
среде. Добавочное давление внутри пузырька газа, окруженного
жидкостью (раствором), равно капиллярному давлению и по ве-
личине обратно пропорционально радиусу пузырька. Поэтому с
уменьшением радиуса пузырька его упругость (по терминологии
П. А. Ребиндера — твердообразность) усиливается. Например,
для пузырька воздуха в воде радиусом 1 мкн при 20° С добавоч-
ное давление равно 2,9 кгс/см2, а присутствие молекул поверхно-
стно-активных веществ концентрации выше 0,1% (ПАВ типа ОП,
превоцелл и др.) снижает добавочное внутреннее давление в 2—3
раза. Однако низкое значение поверхностного натяжения позволя-
ет при одной и той же внешней подводимой энергии получить
более мелкодисперсную систему, чем в чистой воде. Образованные
в растворах пенообразующих ПАВ пузырьки газа весьма устой-
чивы. Основная причина их динамической устойчивости заключа-
ется в упругости пленки растворов. Рассмотрим механизм упруго-
сти пленки более подробно.
Как было показано в предыдущем разделе, благодаря специ-
фическим свойствам ПАВ, молекулы пенообразователя концен-
трируются в межфазных слоях раствора на границе газ-— жид-
кость,. В каждый момент времени весь раствор в пористой среде
76
содержит вполне определенное количество адсорбционно-актив-
ных веществ, которые распределены в основном на поверхностях
раздела ячеек пены. Для изучения изменения поверхностной кон-
центрации ПАВ при фильтрации пены выделим ее элементарную
ячейку в самом устойчивом положении, т. е. при минимуме по-
верхностной энергии. Этому состоянию соответствует ячейка сфе-
рической формы. Площадь поверхности такой ячейки определяется
как Sc = 4№, где г — радиус сферической ячейки, равный радиу-
су порового канала или части его в данном сечении.
Прежде чем прийти в движение, ячейка пены должна будет
деформироваться вдоль одной из своих осей. В зависимости от
положения ячейки в поровом канале при деформации этот сфе-
роид будет сдавливаться или при прохождении через поровые
сужения (рис. 3.12) вытягиваться в направлении движения. При
этом, предполагая, что он превратится в эллипсоид, определим
площадь его поверхности:
Зэлл = (b + у- arcsine
где а — большая полуось эллипсоида, Ь — с—малые полуоси его,
е — (Кд2 — Ь2)/а — эксцентриситет эллипсоида в сечении по большой
полуоси. Вследствие того, что градиент гидродинамического давле-
ния на расстоянии порового размера ничтожно мал, с достаточной
точностью можно предполагать, что объемы сфероида и эллипсоида
одинаковы. Исходя из такого предположения, сравним увеличение
площади поверхности эллипсоида относительно поверхности сфероида.
Такие данные для двух возможных случаев деформации сфероида
приведены на рис. 3.13. По графикам видно, что в зависимости от
степени деформации сфероида поверхность эллипсоида увеличи-
вается весьма сильно. Это приводит к уменьшению поверхностной
концентрации и, следовательно, к увеличению поверхностного на-
тяжения. Если рассматривать концентрацию раствора, при которой
наблюдается почти линейная зависимость между поверхностным
натяжением и концентрацией в пленке жидкости, увеличение по-
верхности пузырька (эллипсоида) в несколько раз равносильно
такому же росту давления газа в нем. Следовательно, при дефор-
мации и перемещении пузырька его твердообразные свойства уси-
ливаются. Кроме того, твердообразность усиливается динамиче-
скими факторами. В реальной пористой среде форма движуще-
гося пузырька будет значительно отличаться от эллипсоида,
поэтому указанные эффекты будут выражены более сильно.
Это усиление тем значительнее, чем меньше размеры пузырь-
ка. Таким образом можно объяснить так называемую кажущуюся
вязкость пены в пористых средах.
В процессе фильтрации пены ее элементарные ячейки не мо-
гут деформироваться неограниченно. Механизм разделения пу-
зырьков можно представить в следующем виде. Деформированный
пузырек газа при прохождении через местное сужение порового
канала образует форму, близкую к цифре 8. При этом в узкой
77
Рис. 3.12. Пузырьки газа в пенообра-
зующем растворе в пористой среде:
а — покой; б— деформация
Рис. 3. 13. Изменение площади поверх-
ности сферического пузырька при де-
формации:
1 — вытянутый эллипсоид; 2 — сдавленный
эллипсоид
части наблюдается наибольшая
деформация поверхностных сло-
ев и за счет сил поверхностного
натяжения происходит смыкание
пленок. На определенной стадии
вытягивания из одного пузырька
последовательно образуются два
или более в зависимости от
кинетических и термодинами-
ческих факторов — суммарная
поверхностная энергия должна
быть не больше поверхностной
энергии пузырька в момент раз-
деления. Все это говорит о том,
что в пористой среде мож-
но вызвать искусственное разде-
ление пузырьков газа на более
мелкие и тем самым интенсифици-
ровать процесс пенообразова-
ния. Практически повысить ин-
тенсивность пенообразования
можно импульсно-циклическим
изменением давления нагнета-
ния. При снижении давления
пузырьки расширяются, при по-
вышении давления придут в дви-
жение. В том и другом случае
пузырьки будут деформировать-
ся и при прохождении через по-
ровые сужения вытягиваться и
дробиться. Для импульсно-цик-
лического изменения давления
нагнетания в промысловых ус-
ловиях можно применить спе-
циальное оборудование или га-
зовые виброударники.
Известно, что капиллярно-че-
точная система обладает весьма
большим сопротивлением к дви-
жению. В основе этого лежит эф-
фект Жамена. При фильтрации,
сопровождающейся пенообразова-
нием, это явление усугубляется
кинетическими факторами обра-
зования и разрушения пены в
пористой среде. Вместе с тем
теоретически проявление динами-
ческих факторов при низких
градиентах давления должно сни-
78
жаться, так как они связаны с кинетикой формирования и насыще-
ния адсорбционных слоев. Для определения значения предельного
градиента давления, при котором прекращается фильтрация газа
через пористую среду при наличии в ней пены, были проведены
эксперименты на моделях пористых сред с проницаемостью 3 Д.
Опыт проводился в следующей последовательности. Пористая среда
насыщалась раствором пенообразователя, который затем вытеснялся
газом при определенном градиенте давления (например 0,5 кгс/см’-м).
После этого на входе’ модели присоединялся резервуар с газом,
в котором давление измерялось U-образным манометром. Рабочей
жидкостью в манометре служила вода, а на выходе модели уста-
навливался газометр с мензуркой на весах для измерения выходя-
щих из модели жидкости и газа (в ряде случаев дополнительно
взвешивалась модель пористой среды, вся система термостатиро-
валась).
В процессе опыта вследствие фильтрации флюидов давление
в напорном резервуаре постепенно падало, что можно было фик-
сировать с точностью до 2 мм водяного столба. Таким образом
предполагалось определить тот градиент давления, при котором
прекращалась фильтрация газа через среду. Проведенные опыты
показали, что фильтрация газа прекращается при перепадах
давления, соразмерных с величиной капиллярного давления для
данной системы. Поэтому для усиления нелинейных характеристик
.пен в пористой среде необходимо в состав пен вводить твердые
или жидкие загустители.
Оценка релаксационных характеристик пен в пористой среде
Пенообразование и фильтрация пены сопровождаются нели-
нейными эффектами, существенно отличающими фильтрацию пен
от фильтрации обычных газожидкостных смесей. Эти отличия
обусловлены неравновесными сорбционными явлениями на поверх-
ности упругих пузырьков, составляющих пену. В свою очередь
свойства пены в пористой среде резко отличаются от ее свойств
в свободном объеме благодаря различным кинетическим эффек-
там, возникающим при взаимодействии ее с поверхностью пори-
стой среды в динамических условиях (эффекты Жамена, Гиббса,
Марангони).
В литературе имеются разноречивые представления о реологи-
ческой классификации пен в пористой среде и в свободном объе-
ме [40, 136 и др.]. Это объясняется, с одной стороны, сложностью
определения реологических параметров пены и, с другой сторо-
ны, некорректностью применения методов реометрии равновесных
жидкостей к изучению реологических характеристик пен.
Известно, что система, находящаяся при определенных внешних
условиях, приходит в состояние термодинамического равновесия
и самопроизвольно выйти из этого состояния не может. Переход
к равновесному состоянию через последовательность неравновес-
79
них состояний, отличающихся по параметрам от равновесного,
происходит со скоростью, определяющей время релаксации. Этот
характерный период длительности переходного процесса для чисто
вязких жидкостей и газов имеет весьма малую величину порядка
10-5—10-10 с и зависит от молекулярной структуры вещества
[87, 89].
Измерения и наблюдения с помощью микроскопа показывают,
что движение пены в пористой среде представляется как непре-
рывный процесс образования и разрушения пузырьков. Причем
газ является в основном прерывистой фазой, а жидкость имеет
непрерывное капиллярное распределение. При фильтрации пены
значительная часть гидродинамического перепада давления рас-
ходуется на разрушение и создание новых поверхностей раздела,
обладающих большой поверхностной энергией.
Таким образом, гидродинамика процесса фильтрации, сопро-
вождающейся ценообразованием, определяется не только внешним
силовым воздействием, но и неравновесным взаимодействием
упругих пузырьков между собой и поверхностью пористой среды.
Это взаимодействие обусловливает гидродинамическую неравно-
весность (неустановившуюся ползучесть), характеризуемую вре-
менем релаксации. В пористой среде релаксация оказывает су-
щественное влияние на процесс установления равновесной фильт-
рации пены. В этой связи изучение кинетических характеристик
пен в пористой среде с целью управления свойствами пен —
одно из важных предпосылок совершенствования технологии при-
менения пен в интенсификации процессов добычи нефти и газа.
Период релаксации пены в пористых средах в зависимости от
состава, концентрации пенообразователя и качества пены, а так-
же динамических условий и характеристик пористой среды изме-
няется в весьма широких пределах.
Поэтому параметры фильтрации пены, наблюдаемые за проме-
жутки времени, соразмерные с периодом релаксации, будут сущест-
венно отличаться от параметров равновесной фильтрации.Механизм
образования и устойчивости пены показывает, что релаксационные
процессы в пене обусловлены сорбционными и диффузионными
явлениями. В связи с изучением фильтрации неньютоновских сис-
тем в литературе [86, 89] предложена теория неравновесной фильт-
рации, в которой учитываются времена релаксации давления tp
и скорости путем замены давления р и скорости v на (р + xpdp/dt)
и (и + z^dvldt). Здесь т0 и тр можно определить на основе экспе-
риментов.
Подтверждение релаксирующей природы пен было получено
по исследованию характера кривой восстановления давления в
экспериментах, проведенных совместно с А. Г. Латыповым на
несцементированных моделях пласта. Для сравнения в аналогич-
ных условиях проводились эксперименты с контрольными квази-
равновесными системами (вода,газ, газ — вода).
На рис. 3.14, а представлены кривые восстановления давления
на выходном закрытом конце модели. Из этих данных следует*
80
Рис. 3.14. Кривые иссле-
дования реологической
неравновесности пен:
а— восстановления давления
на выходном конце модели
(пена нэ 0.5%-ного раствора
ОП-Ю СНХК): 1 — fe = 0.9Д.
s = 62%: 2 — k = 1.3%, s =
= 50%; 3 — 4=3,9Д. а =73%;
б — стабилизации фильтра-
ционного расхода при нали-
чии пены в пористой среде:
1 — k = 0,5 Д, s = 75%,
Igrad р| = 2 кгс/(см*- и); 2 —
k = 0.5Д, s = 75%, |grad р|==
—2 кгс/(см* м); 3—А=0,5Д,
s = 75%, |grad р| = 0.5 иге/
/(см»м); 4 — 4=1,2 Д, s =
=71%, Igrad р|=1 кгс(см» м);
в, г—время релаксации Тд и
Ту по данным о и б соответ-
ственнО
что время стабилизации для пенонасыщенной пористой среды на
несколько порядков выше, чем для контрольных систем. Аналогич-
ная картина и при установлении равновесной фильтрации под
постоянным перепадом давления (см. рис. 3.14,6). Для опреде-
ления тр и т„, полагая их постоянными величинами, воспользу-
емся кинетическими моделями при исследовании неравновесных
фильтрационных процессов [89]. Тогда для одномерного фильтра-
ционного потока и релаксации напряжений можно получить вы-
ражение вида
¥ = + (?0 — Те) exp I — —
(3.22)
где tpe—значение параметра в равновесном состоянии, <ро — его на-
чальное значение, т — время релаксации, ср — текущее значение
параметра на выходе из модели.
Преобразуя выражение (3.22) к виду
In
? — То
То-Те
(3.23)
используем его для обработки данных, представленных на рис. 3.14, а
и 6. При этом под ср будем подразумевать фильтрационный расход
или давление.
На рис. 3.14,в,г приведены обработанные данные. Обработка
результатов опытов, проведенных с азотом, природным газом в
сухой и водонасыщенной пористой среде, а также при фильтрации
дистиллированной воды, показала, что для этих случаев прямая
линия практически совпадает с осью ординат, что свидетельствует
о чрезвычайной малости времени релаксационных процессов в
этих системах.
Обнаруженные эффекты запаздывания в пене могут быть вы-
званы упругим последствием системы за счет поверхностных сил,
которые противодействуют (по Гиббсу и Марангони) деформации
ячеек пены. При этом максимальная сопротивляемость пены, по-
видимому, проявляется в динамических условиях, преобразовании
и разрушении новых поверхностей. Графики, представленные на
рис. 3.14,0 и г, показывают, что выбранная модель не вполне
адекватно описывает фильтрацию пены, так как в соответствии
с принятой кинетической схемой на графиках должна быть пря-
мая линия, исходящая из начала координат. Здесь же имеем
кусочно-линейную зависимость, и время запаздывания (т), опре-
деленное по графику, будет всегда занижено, так как оно харак-
теризует переходный процесс на том участке кривой Q — t, где
существует экспоненциальная зависимость. Если длительность
опытов меньше времени т, то воспроизводимость таких опытов
будет зависеть от абсолютного времени проведения опыта и рео-
логическая природа пен не будет выявлена.
82
Построение простейшей ма-
тематической модели, учиты-
вающей эффекты релаксации
при движении пены в порис-
той среде, можно провести,
если представить рассматри-
ваемый объект как систему ав-
томатического регулирования.
При анализе динамических
свойств такой системы часто
оказывается полезным вводить
Таблица 3.15
Время релаксации
Время релаксации, Время релаксации.
МИК МИИ
Кине- Ииерцн- Кине- Ииерци-
тическая онная тическая онная
модель модель модель модель
фильтра- фильтра- фильтра- фильтра-
ции ции ции ЦИИ
понятие типовых идентифика-
ционных звеньев (например инерционного), как простейших со-
ставных частей динамического объекта [89]. Дифференциальное
уравнение инерционного звена применительно к фильтрации пены
можно записать в следующей форме:
Г^> + (Э(/_Т)== W(/)j
(3.24)
где Т, К — коэффициенты, т — время релаксации.
Для нахождения коэффициентов в уравнении идентификации
используем метод детерминированных моментов [89]
ао
г1
з I
г = Т--------
а0
Здесь ао, си—моменты нулевого и первого порядка расхода
Q (/), вычисленные по графикам на основании формулы
= (3.25)
о
Непосредственная обработка экспериментальных данных по фильт-
рации пены в пористой среде при условиях, указанных на (рис. 3.14)
по двум предложенным моделям позволила получить следующие
времена релаксации (табл. 3.15).
Эксперименты подтверждают, что время релаксации зависит от
начального давления в системе, убывая с возрастанием давления.
При замещении пенообразующего раствора газом характерный
размер объема пены является переменной величиной, определяемой
выражениями (4.36) и (4.91). Тогда время релаксации такого
объема будет функцией типа т = CtH, где C = m^2/(kp). Таким
образом, при интенсификации процесса пенообразования в пластовых
условиях период импульсно-циклического изменения режима нагне-
тания должен быть переменной величиной, определяемой зоной
максимального распространения пены.
83-
Таблица 3.16
Зависимость коэффициента
замещения от концентрации раствора
и характера изменения давления
на входе в модель
Концентра- ция раствора, % Коэффициент заме- щения при измене- нии давления
постоян- ном импульс- но-цикли- ческом
0,02 0,16 0,21
0,1 0,41 0,52
0,3 0,62 0,75
0,5 0,74 0,76
Интенсификация пенообразования управлением
реологической неравновесностью пен
Для экспериментальной проверки приведенных теоретических
положений были проведены опыты на прозрачной модели пласта.
Давление газа на входе в модель изменялось по периодическому
закону с амплитудой колебаний 0,1 рВх и периодом 30 с. При
этом движение фронта сильно замедлилось (на 40—50%), что
свидетельствовало о повышении сопротивления газожидкостной
смеси перемещению.
Влияние интенсификации пенообразования на степень замеще-
ния воды газом (раствора пеной) изучалось при различных кон-
центрациях ПАВ в насыщающих модель пласта растворах (0,02;
0,1; 0,3; 0,5%).
В табл. 3.16 приводятся результаты опытов по замещению
растворов превоцелл WOF-100 газом на моделях пласта с про-
ницаемостью 3 Д при постоянном, и импульсно-циклическом изме-
нении давления на входе в модель.
Как видно из таблицы, наибольший эффект получен в диапа-
зоне концентрации 0,1—0,3%. При этом коэффициент безгазового
замещения возрастал по сравнению с обычным методом на 20—
30%. Таким образом, в реальных условиях импульсно-циклическое
давление нагнетания газа при фильтрации обедняющегося рас-
твора пенообразователя в пласте должно привести к повышенному
технологическому эффекту, чем при постоянном изменении давле-
ния. Дальнейшие эксперименты подтвердили это положение. На
рис. 3.15 приведены результаты опытов по вытеснению растворов
пенообразователей газом при постоянном и импульсно-цикличе-
ском изменении градиента давления. При вытеснении из однород-
ной пористой среды 0,3%-ного раствора пенообразователя ОП-10
СНХК двумя различными способами получен практически одина-
ковый эффект. Однако результаты дифференцируются при вытес-
нении воды газом с помощью буферного объема пенообразующего
раствора. В этом случае при
прочих равных условиях импульс-
но-циклический режим нагнета-
ния газа (Т = 3мин) приводит к
повышению коэффициента без-
газового замещения более чем
на 10%. Как будет показано
в шестой главе, такой метод име-
ет высокую эффективность при
изоляции пластовых флюидов
в процессе отбора газа из ПХГ.
Учитывая огромные емкости плас-
тов-коллекторов, избранных под
ПХГ, этот метод может дать зна-
чительный эффект в промысловых
условиях, а также использовать-
84
Рис. 3.15. Влияние темпа нагнетания газа на коэффициент вытеснения воды
из однородной пористой среды:
k = 1 Д; т = 0,3, а = 100 см, с = 0,3% ОП СНХК. /, 3 — при постоянном градиенте давле-
ния; 2, 4 — при импульсно-циклическом изменении градиента давления; /, 2 — оторочка 15%
^пор* 3,4 Ю0% Vnop
ся для экономии ПАВ и повышения эффективности их применения
при создании экранов.
Изучение физико-химического механизма релаксационных про-
цессов при фильтрации пен в пористых средах позволяет предло-
жить методы управления реологическими параметрами таких си-
стем. Увеличение переходного периода релаксирующей системы
можно достичь повышением упругого запаса всей системы. Это
реализуется, в частности, при увеличении степени дисперсности
пены, находящейся в пористой среде. При этом вследствие повы-
шения давления внутри ячеек пены и увеличения межфазной
поверхности происходит усиление твердообразности системы. Про-
длением переходного процесса можно уменьшить возможность
миграции объема пены, что важно, например, при установке вну-
трипластовых экранов из пены для локализации перетоков газа,
изоляции пластовых жидкостей и т. п. При создании экранов
для повышения их прочности и долговечности период импульсно-
циклического изменения давления нужно выбирать меньше перио-
да релаксации. Другой способ повышения времени релаксации —
создание условий, замедляющих достижение равновесной адсорб-
ции на границе газ — жидкость. Этот способ можно реализовать
применением соответствующих пенообразователей, имеющих низ-
кий коэффициент диффузии, а также введением в состав диспер-
сионной среды жидких или твердых загустителей.
85
ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА
И УВЕЛИЧЕНИЕ СТЕПЕНИ ОСУШКИ ПЛАСТА ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗОВ,
СОДЕРЖАЩИХ РАСТВОРИМЫЕ КОМПОНЕНТЫ
Анализ физико-химического механизма замещения воды не-
растворимым газом и результаты экспериментально-статистической
проверки показывают на существенно отрицательную роль моле-
кулярно-поверхностных сил в оптимизации коэффициента осушки
гидрофильной пористой среды. Один из путей преодоления моле-
кулярно-поверхностных сил на границе газ — вода — применение
буферной оторочки из хорошо растворимых в воде газов.
При этом следует различать замещение хорошо растворимым
газом и создание термодинамических условий смешивания. При
создании условий смешивания необходимо иметь в пластовых
условиях такие компоненты, которые бы неограниченно взаимно
растворялись.
Для случая вытеснения нефти из пласта углеводородными га-
зами (или их смесью) можно в ряде случаев таким образом
рассчитать режим нагнетания, чтоб в пластовых условиях в зоне
контакта создавались критические условия для данной системы.
Эти условия должны быть подобраны экспериментально на осно-
ве псевдотройных диаграмм.
Для случая системы газ — вода технически затруднительно
подобрать такой газ, который бы обеспечивал создание критиче-
ских условий. Но, несмотря на отсутствие полной смешиваемости,
применение хорошо растворимых газов и их смесей с нераствори-
мыми приводит к повышению устойчивости движения газоводяно-
го контакта и резкому увеличению коэффициента осушки.
Хорошо растворимые газы вступают с водой в химическую
реакцию. При этом система газ — вода на фронте вытеснения за-
меняется системой газ — продукт реакции с существенно низким
значением коэффициента межфазного натяжения между ними.
Этому способствуют неравновесный процесс растворения газа на
фронте вытеснения и экзотермический характер реакции, проте-
кающей в узкой приграничной полосе.
Эти положения получили подтверждение в однофакторных экс-
периментах при использовании аммиака, двуокиси углерода (и
их смесей с азотом) и модели природного газа — азота.
Параметры пористой среды и условия проведения опыта соот-
ветствовали результатам, полученным во второй главе.
Опыты показали, что с увеличением растворимости газа устой-
чивость движения границы раздела повышается, что подтвержда-
ется визуальным, фотографическим наблюдениями (рис. 3.16) и
результатами вычислений коэффициента замещения (рис. 3.17).
Вследствие того, что коэффициент осушки определялся количе-
ством вытесненной газом жидкости из модели, для определения
влияния растворенного газа на объем вытесненной воды произ-
водился химический контроль выходящей жидкости. Рассмотрим
86
Рис. 3.16. Фронт замещения воды растворимым газом NH4:
а —линейная модель; б—радиальная модель; в —влияние оторочки растворимого газа
результаты исследований для наиболее растворимого газа — ам-
миака.
В статических условиях при давлениях, соответствующих на-
чальным в экспериментах, увеличение объема раствора при пол-
ном насыщении его аммиаком составляло в среднем 20%- Однако
химический контроль за содержанием аммиака в вытесняемой
Рис. 3.17. Стабилизация коэффициента заме-
щения воды растворимым газом по длине
модели:
/—Л = 2 Д. (grad р| = 0,5 кгс/(см’- м). рвх =
= 6 кгс/см; 2 — k = 5 Д, |grad р| = 0.5 кгс/ (см2 м);
₽ВХ= 1.65 кгс/см2; 3— Л: =2,1 Д, (grad р| =
==0,25 кгс/(см2 м), рвх = 1,35 кгс/см2: / —Л =
•=2,1 Д, |grad р|=0,5 кгс/(см2-м), pBx=d,71 кгс/см2;
I — k = 2.1 Д, |grad р| = 0,75 кгс/(см2 . м), рвх =
= 2.06 кгс/см*
Рчс. 3.18. Концентрационные
выходные кривые ионов NH4
при замещении воды аммиаком
|grad р|: / — 0,25; 2 — 0.5; Л — 0,75
кгсЛсм* • я)
87
Рис. 3.19. Физические характеристики
системы аммиак — вода.
/— плотность е (г/см>); 2 — вязкость р. (сПз);
3 — поверхностное натяжение а (дии/см). Систе-
ма при нормальных условиях (р =* 1 кгс/см’,
I = 20° С)
воде показал, что раствор, со-
держащий аммиак, локализо-
ван в узкой приграничной по-
лосе. На рис. 3.18 приведены
результаты измерений титро-
метрическим методом концент-
рации аммиака в вытесняемой
жидкости. при различных ско-
ростях вытеснения. Эти дан-
ные с учетом количества
вытесненной жидкости пока-
зывают, что объем смеси со-
ставляет соответственно при
градиентах давления 0,75; 0,5;
0,25 кгс/(см2-м) — 8,3; 7; 5,8%
от объема вытесненной жид-
кости. Интересно отметить,
что количество растворенного
аммиака при этом в 2—8 раз
меньше равновесного значе-
ния, соответствующего этому
давлению. Этот факт будет
нами использован при построе-
нии математической модели
процесса вытеснения воды
растворимым газом.
На рис. 3.19 представлена зависимость межфазного натяжения
системы аммиак — вода от процентного содержания аммиака в
смеси, полученная капиллярно-весовым методом [62]. Она пока-
зывает существенное снижение коэффициента поверхностного на-
тяжения на границе аммиак — вода в 3,3 раза. Данные измерения
вязкости свидетельствуют о повышении вязкости смеси при со-
держании аммиака в воде до 30%, что способствует повышению
устойчивости движения границы раздела в соответствии с услови-
ем формулы (2.11). Следовательно, теоретически фронт должен
быть устойчивым. Эти результаты подтверждаются эксперимен-
тами для системы аммиак—вода, проведенными при абсолютном
давлении на входе в модель 6 кгс/см2. Зависимость текущего
коэффициента а от длины модели при вытеснении воды аммиаком
при различных градиентах давления и различных входных давле-
ний приведена на рис. 3.17. Эти результаты показывают, что
устойчивый фронт формируется на расстоянии 15—20 см от вхо-
да в модель и в дальнейшем движется без изменений.
Полученные результаты были использованы в дальнейшем при
построении экспериментально-статистической модели вытеснения
воды с использованием оторочки растворимого газа.
По нашей рекомендации А. И. Одегов, согласно плану исследо-
ваний [55], составил матрицу рангов по письменным
ответам и опубликованным результатам ведущих исследователей
88
,, Таблица 3.17
t атрица рангов по вытеснению жидкости газом, содержащим растворимые компоненты
Фактора
Наименование k т р' *3 р-в 9 h хв Др Xi S Хе L V Х1в О хп С Xit
Кундин С. А.
Аллахвердие- ва Р. Г. 8,5 11 3 6,5 6,5 и 8,5 3 11 5 3
Суворов Н. С. Бузинов С. Н. 9 8 и 4 1 10 7 3 12 2 6 5
Дегтярев Н. М. И 11 1 4 6 11 9 8 6 3 6 2
Закиров С. Н. 9 11 10 1 2 6 7 8 12 3 4 5
Каримов М. Ф. 9 11 2 8 7 11 5 2 И 5 2 5
Мясников Ю. А. 8 9 12 1 2 10 4 6 11 5 3 7
Олегов А. И. 8,5 11 7 7 8,5 10 6 4 12 1,5 1,5 4
Сумма рангов 63 72 43 31,5 33 69 46,5 34 75 20,5 27,5 31
Отклонение от средней суммы рангов + 17,5 +26,5 —2,5 —14,0 —11,5 +23,5 + 1 -11,5 +29,5 —25 —18 —14,5
Квадраты откло- нений 306,25 702,25 6,25 196 132,25 552,25 1 132,25 870,25 625 324 210,25
в области фильтрации газожидкостных систем. Этому предшествовал
предварительный анализ экспериментальных исследований [51] и урав-
нений М. Маскета [75]. За параметр оптимизации был выбран коэф-
фициент осушки (см. гл. II).
а = а(А, т, р, р.о, <р, Л, Др, s, L, V, а, с), (3.26)
где ср — угол наклона пласта к горизонту; s — объемная раствори-
мость газа; V — объем создаваемой оторочки; с — концентрация
активного компонента в оторочке. Остальные обозначения прежние.
По табл. 3.17 видно, что исследователи связали факторы в раз-
личных рангах, поэтому коэффициент конкордации W определяется
по формуле [93]
№ =------------------------= 0,59, (3.27)
JL /п2 (n3 - n) - m £
12 ;=1
где
TAti-ii),
tj — число одинаковых рангов /-м ранжировании, а остальные обо-
значения аналогично [55].
Оценим значимость коэффициента конкордации для случая
связанных рангов
Хр = ----------!----—— = 45.2. (3.28)
Для уровня значимости 0,05 при числе степеней свободы / = II
табличное значение X2 = 19,675 [2,85] /р>Хт, что свидетельствует
о статистической согласованности мнений и результатов специали-
стов. Однако коэффициент конкордации достаточно далек от едини-
цы, а это говорит о том, что проблема в целом изучена недоста-
точно полно и позиция автора в этом вопросе представляет новое
направление исследований.
В соответствии с полученными результатами строим априор-
ную диаграмму рангов (рис. 3.20). Диаграмма показывает, что
распределение неравномерное и часть факторов незначима. Тогда
при активном эксперименте нужно учесть факторы х10; Хц; х12;
хе, х5; Хе; Хз; х-г, Xj. Однако учет девяти факторов в активном
эксперименте вызывает значительные трудности, связанные с их
варьированием и дифференциацией их связей. Поэтому проводил-
ся отсев факторов методом случайного баланса с учетом подобия
поверхностных явлений. При этом факторы о, s, с, ц0, определяю-
щие подобие поверхностных явлений, фиксировались практически
на натурном уровне.
Для выявления влияния на коэффициент осушки чисто техно-
логических факторов безразмерное время фиксировалось на уров-
60
Ot3
Факторы
Рис. 3.20. Априорная диаграмма рангов за-
мещения жидкости газом» содержащим рас-
творимые компоненты
‘k J.J J.5 л.
Факторы и их взаимодействия
Рис. \21. Диаграмма выделен-
ных эффектов методом случай-
ного баланса
не 10, что соответствует 10 поровым объемам газа, прошедшего
через модель пласта. Матрица случайного баланса, кодирование
оставшихся факторов и интервалы их варьирования представле-
ны в табл. 3.18 и 3.19. Реализация плана проводилась на уста-
новке, представленной на рис. 2.7 путем смены моделей. Выделе-
ние значимых эффектов осуществлялось на диаграммах рассеи-
вания сопоставлением медиан и оценивалось с помощью таблиц
с двумя входами. Значимость эффектов оценивалась по критерию
Стьюдента. Результаты экспериментов и расчетов по шаговой
корректировке с оценкой дисперсии рассеивания дали возможность
составить табл. 3.20.
После двух корректировок и оценки результатов по критерию
Фишера (Гр — 2,23, Гт=;6,1) построена диаграмма выделенных эф-
фектов (рис. 3.21). По диаграмме для дальнейших исследований
принимаются факторы х$; Xi.
Фактор Хз (абсолютное давление) оказался незначимым, подтвер-
див для системы аммиак—вода результаты наших ранних однофак-
торных экспериментов [51]. Дальнейшее изучение влияния выделен-
ных факторов на коэффициент осушки проводилось по плану полного
Таблица 3.18
Матрица случайного баланса и результаты опытов
У ровни факторов У роини факторов
Номер опыта Х4 Xf Х-! х* а Номер опы га <1 <4 Гй xi а
1 + + 68,1 5 + 31,5
2 — + - 39,7 6 — - + + + 63,0
3 -1- — - + 42,0 7 + - + — — 67,0
4 + + + н + •'8,8 8 — — + — 34,2
91
Таблица 3.19
Условия проведения экспериментов
Факторы обозначения Уровни Интервал варьиро- вания Размерность
код 0 + 1
V оторочки в пере- счете на жидкость Xi 0,185 0,278 0,371 0,093 см3
х2 0 5 10 5 V пор
«3 1,5 2,125 2,75 0,625 кгс/сма
1 grad Р1 х4 0,25 0,375 0,5 0,125 кгс/(см2- м)
k х3 1.2 2,4 3,6 1,2 д
Таблица 3.21
Таблица 3.20
Эффекты и их значимость
Этапы оп ределе- НИЯ Фак- торы Числен- ные зна- чения эффектов Вычис- ленные значения критерия Стью- дента
Х5 29,9 22,98
1 xt 5,7 4,25
Xi 2,4 5,23
2 xtx5 2,3 —4,91
х2 0,7 —2,34
3 Хз 0,9 —2,98
Условия полного факторного
эксперимента
Факторы обозначения Уровни Интервал варьирова- ния 1 ! Размерность
О 7 О +
V ото- рочки 1,1 2,2 3,3 1,1 см3
k *2 1,2 2,4 3,6 1,2 д
Igrad р| х3 0,25 0,375 0,50 0,125 кгс/(см2Х Хм)
Таблица 3.22
План и результаты эксперимента
Порядок опытов Матрица планиро- вания аэ Коэффициенты Порядок опытов Матрица планиро- вания аэ Коэффициенты
обозна- чения значения обозна- чения значения
1 С 40,1 *0 54,6 5 (1) 38,1 ^12 0,49
2 В 66,3 bi 1,54 6 вс 67,8 ^13 0,31
3 а 39,0 Ьз 14,46 7 ас 43,4 ^23 —0,41
4 авс 71,9 Ь3 1,19 8 ав 70,3 —0,29
факторного эксперимента при варьировании факторов согласно
табл. 3.21. Воспроизводимость рандомизированных опытов прове-
рялась их дублированием и оценкой значений по критерию Кохрена
(Gp=0,21; GT (1; 8; 0,05) = 0,68). План эксперимента, средние
значения их результатов, а также вычисленные значения параметра
оптимизации и коэффициентов регрессии приведены в табл. 3.22.
Проверка значимости коэффициентов уравнения регрессии, пред-
ставленных в табл. 3.22, проводилась по /-критерию Стьюдента.
Дисперсия коэффициентов регрессии составила 0,63. Критерий
92
(1; 8; 0,05) =2,31. Тогда Д/>; = ± 1,45. Таким образом, уравнение
регрессии имеет вид
а = 54,6+ 1,54x1 + 14,46х2. (3.29)
Проверка адекватности проводилась по критерию Фишера:
s2 (а) = 6,36; st = 6,41; Fp = 1,0; FT (5; 8; 0,05) =3,69.
Проведением четырех параллельных опытов в нулевой точке
было найдено: а(0)=55,5; | а (0)—bQ | < M>i, что подтверждает
нуль-гипотезу.
В полученном уравнении 61 близок к доверительному интервалу.
Проверка адекватности уравнения регрессии с отбрасыванием Ь\
также приводит к положительному выводу, Fp = l,56; FT (6; 8;
0,05) = 3,58. В этой связи было решено изучить влияние величины
оторочки более детально. Учитывая, что b 123 < ^bi, в матрицу
планирования введем фактор безразмерного времени хз = Х1Х2Х3
с пределами изменения ( + 5; +10) с определяющим контрастом
1 = Х1ХгХ3Хр; таким образом имеем главную полуреплику в ко-
торой коэффициенты искомого уравнения регрессии смешаны в соот-
ветствии с выражениями:
Х1 =Х2Хз*р; Х2 = Х|Х3Хр; Хз = Х!Х2Хр;
хр = Х1Х2Х3; xi х2 = х3хр; Х2Х3 = xjxp;
Х)Хз = Х2Х3.
План дробного факторного эксперимента с разрешающей спо-
собностью IV с рандомизацией порядка проведения опытов и ре-
зультаты расчетов приведены в табл. 3.23. Расчетное значение
критерия Кохрена 0,36 (его табличное значение 0,68). Довери-
тельный интервал коэффициентов ±1,1 и уравнение регрессии
имеет вид
а = 50+ 15,175X2 + 4,33 Х3. (3.30)
Расчет критерия Фишера подтверждает адекватность уравнения
Fp = 2,03; FT = 3,69.
Таблица 3.23
ДФЭ
№№ п/п Мат- рица пла- ниро- вания аР Коэффи- циенты №№ п/п Мат- рица пла- ниро- вали я "э “р Коэффи- циенты
обо- значе- ния значе- ия обо- значе- ния зна- чения
1 66,3 69,5 *0 50 5 ad 39,0 39,16 4,33
2 (1) 29,8 30,5 bl 0,575 6 ас 30,4 30,5 р 0 70
3 ab 61,0 60,86 ьг 15,175 7 abed 71,9 69,5 <>12 —0 40
4 cd 40,1 39,16 Ьз 0,975 8 be 61,5 60,85 и13 ^23 0,55
93
Таким образом, влияние объема оторочки по сравнению с
влиянием количества прогнанного газа оказалось незначимым.
Причиной является физико-химический механизм действия буфер-
ного объема растворимого газа. Полученные результаты и визу-
альные наблюдения за процессом вытеснения воды газом из про-
зрачной модели пласта с использованием оторочки растворимого
газа дают возможность представить следующий механизм дейст-
вия оторочки. В период закачки буферного объема растворимого
газа происходит интенсивный переход газа в жидкую фазу и
образуется четкий фронт на границе газ — жидкость, а за фрон-
том остается раствор активного газа в жидкости. В дальнейшем
при закачке нерастворимого газа на фронте газ — газ происходит
конвективно-диффузионное перемешивание газов, и концентрация
растворимого газа уменьшается. Когда такая смесь фильтруется
дальше, то вследствие пониженной концентрации активного ком-
понента в смеси растворимый газ начинает испаряться из остаточ-
ной жидкости. Так происходит обогащение смеси и регенерация
оторочки. Поэтому оторочка при осушке пористой среды путем
прогонки газа сохраняет свою высокую эффективность.
Второй агент, выбранный для проверки теоретических положе-
ний — двуокись углерода. В отличие от аммиака СО2 имеет мень-
шую растворимость, однако позволяет проводить опыты при до-
статочно высоких, близких к пластовым давлениях (до 75 кгс/см2).
При применении растворимых газов и их смесей в виде бу-
ферной оторочки следует изучить закономерности распределения
активных компонентов в жидкой и газовой фазах. Вследствие
высокой стоимости растворимых газов эти задачи имеют технико-
экономический характер. В связи с этим необходимо решить зада-
чу интенсивности растворения активной оторочки в вытесняемой
воде и смешивания ее с вытесняющим природным газом, т. е.
определить оптимальный состав оторочки и «зону ее влияния».
Некоторые стороны аналогичного вопроса освещены в отечествен-
ной и зарубежной печати. Например, в [156] экспериментально в
лабораторных и промысловых условиях изучался вопрос смены
искусственного газа природным. С. Н. Бузинов и М. А. Пешкин
экспериментально изучали взаимную диффузию газов в пористой
среде [15]. Ими найдено, что длина зоны смеси пропорциональна
а ]/ t и зависит от скорости фильтрации.
Для построения детерминированной математической модели
процесса требуется уточнение представлений о кинетике растворе-
ния, о зоне распространения раствора (либо продукта реакции)
в вытесняемой жидкости и др. Для выявления кинетики абсорб-
ции растворимого газа в процессе фильтрации была проведена
серия физических экспериментов при значительных абсолютных
давлениях. Схема установки, на которой моделировался процесс,
показана на рис. 2.5. Модель пласта представляет собой толсто-
стенную цилиндрическую трубу длиной 2153 мм, внутренним диа-
метром 83 мм. Труба набивалась кварцевым песком узкой фрак-
94
Ряс. 3.22. Изменение состава газовой смеси (СО2—N2) при вытеснении воды из
пористой среды.
Хроматограмма смеси на входе в модель / и на выходе на модели 2. Содержание СО4 в смеси:.
a - 1 - 64.6%. 2 - 57.8%; 6 - 1 - 6.4%. 2 - 2.4%
ции, уплотнялась при избыточном давлении 100 кгс/см2 и после
вакуумирования насыщалась дистиллированной водой.
Заполненный таким образом «пласт» имел проницаемость па
воде 2,2 Д и пористость — 0,4. Вода вытеснялась газом, пред-
ставляющим смесь азота с двуокисью углерода. Емкость, напол-
ненная вакуумированной водой, используется для моделирования
циклической эксплуатации ПХГ. Давление контролируется образ-
цовыми манометрами. Состав входящей смеси и анализ отобран-
ных проб газа на выходе из модели осуществляются хроматогра-
фом ХЛ-6 (рис. 3.22). Эксперименты проводились при градиенте
давления 0,5 кгс/(см2-м) и давлении на входе 60 кгс/см2. Разме-
ры пласта и условия опыта выбирались в соответствии с крите-
риями подобия (стр. 31). Результаты опытов представлены на
рис. 3.23 в виде зависимости коэффициента осушки «пласта»,,
относительной концентрации активного компонента в выходящей
смеси от объема газа, прошедшего через модель «пласта». Для
физической интерпретации полученных результатов рассмотрим
механизм движения жидкости и растворимого газа в поровом
канале.
95
Рис. 3.23. Изменение от-
носительной концентра-
ции растворимого компо-
нента при совместной
фильтрации смеси и воды
и зависимость коэффици-
ента осушки от степени
обогащенности замеща-
ющей смеси.
Начальная концентрация COt
в смеси: 1 — 26%; 2 — 47%;
3 - 82%
При замещении жидкости газом в единичном гладком поро-
вом канале за фронтом остается адсорбционно-удержанная пленка
жидкости. Толщина пленки зависит от многих факторов, в том
числе и от степени обогащенности вытесняющего газа активным
компонентом. Известно, что при внедрении активного компонента
из газа через межфазную границу в воду происходит перераспре-
деление молекул в поверхностном слое жидкости, вследствие чего
межмолекулярные связи в жидкости ослабевают. Это приводит к
ослаблению капиллярных эффектов и уменьшению толщины плен-
ки и, следовательно, капиллярно-удержанной жидкости. Экспери-
менты показывают, что чем больше концентрация активного ком-
понента в смеси, тем меньше количество удержанной жидкости.
Анализ состава вытесненной жидкости к моменту прорыва газа
позволяет предположить, что интенсивный массоперенос активного
компонента происходит преимущественно на межфазной границе.
Быстрое восстановление исходной концентрации на выходе из мо-
дели для случая закачки богатой смеси показывает, что фронт
вытеснения устойчивый и изменение концентрации активного ком-
понента в газовой фазе происходит в узкой полосе, примыкающей
к фронту, причем можно полагать, что ширина этой полосы зави-
сит от концентрации активного компонента в газовой фазе. Со-
гласно данным рисунка фронт вытесняющего газа непрерывно
контактирует с не насыщенной газом водой. Поэтому раствори-
мость газа на фронте сохраняется постоянно на высоком уровне.
Специальные опыты с аммиаком в вертикальном сосуде, частич-
но занятом водой, показали, что в статическом состоянии поверх-
ность воды быстро насыщается и дальнейшее растворение газа
в жидкости происходит крайне медленно. Обновление поверхно-
96
сти контакта газ — жидкость путем легкого возмущения или тур-
булизации приводит к резкому ускорению массопередачи. При
этом давление в сосуде резко падает. Полученные результаты су-
щественно упрощают математическую модель процесса замещения
жидкости растворимым газом в пористой среде.
Эти исследования объясняют отсутствие языков неустойчивости
фронта при вытеснении воды маловязким аммиаком. Возникаю-
щие в силу микро- и локальной неоднородности языки фронта
весьма быстро поглощаются жидкостью. Таким образом, высокая
растворимость газа способствует выравниванию ГВК в неодно-
родных участках пористой среды. Поэтому при высокой водонасы-
щенности пористой среды фазовая проницаемость для газа весьма
низка, она начинает резко возрастать при низкой водонасыщенно-
сти, когда остаточная вода насыщается растворимым газом. Это
приводит к деформации кривых относительной проницаемости для
газа.
4 1-3S
Глава IV.
ГАЗОГИДРОДИНАМИКА МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ ПЕНООБРАЗОВАНИИ
В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Полнота замещения воды газом в пористой среде зависит от
устойчивого движения ГВК. Главным фактором устойчивости дви-
жения ГВК является параметр <р, являющийся отношением под-
вижностей вытесняющего и вытесняемого агентов. Если для дан-
ной системы соблюдаются графики относительных фазовых про-
ницаемостей Викова и Ботсета, то для повышения устойчивости
движения ГВК (следовательно, полноты замещения к моменту
прорыва газа к наружной границе рассматриваемого объема по-
ристой среды) необходимо повысить вязкость вытесняющего воду
агента. Однако величину параметра <р можно изменить в желае-
мую сторону за счет снижения газопроницаемости пористой сре-
ды. Снижение газопроницаемости приведет к выравниванию фрон-
та также в слоисто-неоднородных пластах. Эксперименты показы-
вают, что в присутствии пены газопроницаемость пористой среды
сильно понижается. А. Фрейд считает, что в более широких
капиллярах пена более вязкая, чем в других, и этим объясняет
выравнивание фронта вытеснения жидкости пеной [148]. При та-
ком подходе пену можно отнести к реологическим материалам
с + а-эффектом [100]. Однако применительно к пене можно гово-
рить о кажущейся вязкости, так как пена не является однородной
жидкостью. При фильтрации, сопровождающейся ценообразова-
нием, жидкость-пенообразователь как смачивающая фаза имеет
непрерывное распределение, а газ фильтруется при постоянном
образовании и разрушении ячеек пены. Поэтому в^области равно-
весной фильтрации сопротивление движущимся фазам можно
интерпретировать как фазовые проницаемости пористой среды.
Для изучения влияния пены из растворов технических пенооб-
разующих поверхностно-активных веществ на фазовые проницае-
мости пористой среды были проведены серии экспериментов на
моделях пластов длиной 0,5; 0,8; 1; 2 м. Пористая среда была
представлена фракционированными клинскими песками и имела
абсолютную проницаемость 0,7; 1,7; 1,82; 3; 3,1; 3,5; 3,7; 4; 4,4;
6,3 Д, пористость 0,35—0,4. В опытах использовался раствор пено-
образующих поверхностно-активных веществ в дистиллированной,
водопроводной и пластовой воде. Вытесняющим агентом служили
азот и природный газ. Известно, что при фильтрации раствора
концентрация пенообразователя в нем падает вследствие диффузи-
онных и сорбционных процессов. В этой связи растворы пенообра-
зователей имели концентрации 0,002; 0,005; 0,02; 0,05; 0,1; 0,3; 0,5;
98
1; 3; 5; 8; 10% вес. Так моделировалось образование пены на
различных расстояниях от нагнетательной скважины.
Эксперименты по определению фазовых проницаемостей пори-
стой среды проводились в режиме взаимного замещения газа и
раствора пенообразователя (пены и воды) и в режиме совместной
фильтрации жидкости и газа, сопровождающейся ценообразова-
нием. В ходе воспроизводимых экспериментов проверялась спра-
ведливость линейного закона фильтрации
kh Ю с) . 1 о
vi = — fligradp; at = —-—; i = 1, 2......
где величина fi(s,c) —относительная прони цаемость i-й фазы, индекс
1 —относится к жидкой, 2 — к газовой фазе. Учитывая, что ценообра-
зование объясняется неравновесными сорбционными явлениями и, сле-
довательно, зависит от абсолютной концентрации стабилизатора
пен, в состав Д (s, с) введена абсолютная концентрация с.
Ниже приводится зависимость коэффициента пропорциональности
а2 для газа от градиента давления при газонасыщенности s = 0,89
и концентрации пенообразователя ОП-Ю СНХК 0,05%.
grad/>, кгс/(см2 • м) 0,75 1,125 1,5 1,875 2,25
а2, Д/сП 0,1465 0,1459 0,1389 0,1451 0,1392
Для других насыщенностей и концентраций в диапазоне изу-
ченных проницаемостей и градиентов давлений зависимости ана-
логичные, поэтому в пределах погрешности эксперимента можно
считать, что равновесная фильтрация газа и раствора в присут-
ствии пены подчиняется линейному закону Дарси.
Опыты в режиме вытеснения проводились следующим обра-
зом. Пористая среда насыщалась раствором пенообразователя
концентрацией 0,02; 0,1; 0,3; 0,5; 1% вес., который затем вытес-
нялся азотом или природным газом. После прекращения вытес-
нения жидкости из пористой среды и стабилизации расхода при
постоянном перепаде давления по закону Дарси определялась
проницаемость пористой среды для газа.
На рис. 4.1 показано, что в течение длительного времени имеет
место установившийся расход газа при значительных перепадах
давления. По графикам видно, что между объемом газа и време-
нем его фильтрации устанавливается линейная связь. По танген-
су угла наклона прямой вычисляется фазовая проницаемость.
Из результатов опытов, проведенных с различными пенообра-
зующими веществами при градиентах давления 0,5; 1 и
2 кгс/(см2-м), следует (рис. 4.2), что присутствие пены снижает
фазовую проницаемость для газа на 2—3.порядка. Таким обра-
зом пены из растворов ПАВ высокой концентрации можно ис-
пользовать для сильного уменьшения проницаемости с целью га-
зоизоляции отдельных участков пласта.
Исследования влияния пены на водопроницаемость пористой
среды при наличии в ней пены проводились на моделях пласта,
выдерживающих рабочее давление 10 кг/см2. Модели пласта
4* 99
ОГЛАВЛЕНИЕ
-Основные обозначения « - - - - я
Введение I J .**?!*** * 4
ГЛАВА I. СОЗДАНИЕ И ЦИКЛИЧЕСКАЯ ’ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ
ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ ..................... g
Значение ПХГ в повышении надежности газоснабжения крупных потребителей • . • 9
Основные проблемы рациональной эксплуатации подземных хранилищ газа .... 13
ГЛАВА П. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ MEXAi
НИЗМА ВЗАИМОЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В НЕОДНОРОД?
НЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ
Влияние физико-химических факторов на устойчивость движения границы раздела фаз
н полногу замещения жидкости газом в пористых средах ............... 17
Экспериментальная проверка полученных выводов физическим моделированием проч
цесса замещения жидкости газов в пористой среде . ................ 25
ГЛАВА III. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ОСУШКИ ПЛАСТА ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕРАВа
НОВЕСНЫХ СИСТЕМ
Способы и средства интенсификации замещения жидкости газом ........ 38
Исследование пенообразующих поверхностно-активных веществ для интенсификации
осушки пласта........................................................... 46
Влияние пенообразования на процесс замещения жидкости газом............. 69
Исследование реологической неравновесностн пен в пористой среде..... . 76
Повышение устойчивости движения газоводяного контакта и увеличение степени
осушки пласта применением газов, содержащих растворимые компоненты .... 86
ГЛАВА IV. ГАЗОГИДРОДИИАМИКА МЕТОДОВ ИНТЕ НСИФИКАЦИИ ПРИ ЭКО
ПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Фазовые проницаемости при ценообразовании в пористой среде ............. 98
Интенсификация вывода Г1ХГ на режим циклической эксплуатации и повышение его
активного объема . . , ...................... «..».».* ........ 107
Замещение жидкости газом с учетом массопереноса на подвижной границе раздела
фаз. *...................................................... . . . . . 111
ГЛАВА V. ОСОБЕННОСТИ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРА-
НИЛИЩ ГАЗА В СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ
Осушка слоисто-неоднородной пористой среды ..............................134
Экспериментально-статистическая модель замещения воды газом из слоне го-неодно-
родных пористых сред................................................... 139
Исследование интенсификации создания ПХГ в слоисто-неоднородном пласте . . . 153
ГЛАВА VI. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ОТБОРА ГАЗА ИЗ ХРАНИЛИЩА
Замещение газа жидкостью в пористой среАе и возможные пути его интенсификации 158
Основные причины преждевременного обводнения эксплуатационных скважин и про-
мысловые исследования процесса обводнения ПХГ.............................162
Исследование экранирующих средств ..................... . « > « < . . . 167
Моделирование процесса обводнения ПХГ 175
Борьб? с выносом песка при отборе газа из хранилища ......................181
Физико-химический метод восс1ановления коллекторских свойств фильтров н приза-
бойной зоны аксплуашцнонных скважин ......................................193
ГЛАВА VII. ВНЕДРЕНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ В ПРАКТИКУ ПРО-
МЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Методика выбора эксплуатационных скважин для физико-химического воздействия
на пласт............................................................ . 198
Очистка призабойной зоны газовых скважин и восстановление ее коллекторских
свойств ,............................................................ 206
Технология обработки скважин пенообразующими поверхностно-активными веществами 209
Отбор газа из скважин, призабойные зоны которых подвергнуты физико-химическому
воздействию ....................................................... 212
Влияние физико-химического воздействия на газодинамические характеристики эксплу-
атационных скважин ..................................................... 215
Повышение дебита газовых скважин за счет укрепления их призабойных зон . . . 217
ГЛАВА VIII. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ИН-
ТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ
ГАЗОХРАНИЛИЩ
Влияние интенсификации на показатели использования активной части основных
-фондов ........................................ ... ....................... 228
Расчет технико-экономического эффекта при применении физико-химических методов
интенсификации . ................ ........................................ 232
Сравнительный анализ способов создания и эксплуатации подземных хранилищ газа 236
Заключение................................................ я................ 239
«Список литера гуры i «»•• • .а • 241