Более глубокий взгляд на нестандартные месторождения нефти и газа

  • Пользователь Алексей Коровин опубликовал
  • 18 апреля 2020 г., 22:37:03 MSK
  • 0 комментариев
  • 47 просмотров
Инженеры-химики разработали математическую модель, основанную на изучении образцов из нестандартных месторождений органической сланцевой нефти, которая может предсказать сколько нефти и газа может дать скважина и каков будет наилучший способ добычи.

Модели, созданные инженерами из Университета Райса, помогли им понять влияние ограничения дипольной релаксации, критического фактора в интерпретации данных ядерного магнитного резонанса. Представленное изображение - это молекула гептана в нанотрубке. Исследование является предварительным шагом к пониманию дипольной релаксации жидкостей, химически и структурно гетерогенных керогеновой матрицы в сланцевой нефти.
Предоставлено: Дилип Астагири из Университета Райса
Понимание того, как молекулы нефти и газа, воды и породы взаимодействуют в наномасштабе поможет, в соответствии с исследованиями Университета Райса, сделать получение углеводородов при помощи гидравлического фракционирования более эффективным.
Инженеры Райса Жорж Хирасаки и Уолтер Чапман руководят усилиями по более глубокому исследованию содержания органической сланцевой нефти за счет объединения данных стандартного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) - той же технологии, которая используется в больницах для исследования строения человеческого тела и моделирования молекулярной динамики.
Работа, представленная в этом месяце в журнале Магнитный Резонанс детализирует их метод анализа образцов сланцевой нефти и подтверждает результаты моделирования, которые могут производителям определить, сколько нефти и/или газа находится в определенной формации и насколько их трудно извлечь.
Буровые нефтегазовые компании используют ЯМР для исследования породы, которые по их мнению содержат углеводороды. ЯМР воздействует на ядерный магнитный момент атомов водорода, которые могут быть выровнены определенным образом под действием внешнего магнитного поля. После того, как ядерные магнитные моменты атомов возмущены радиочастотными электромагнитными импульсами, они «релаксируют» в свою исходную ориентацию и ЯМР позволяет определить это. Из-за того, что время релаксации отличается в зависимости от молекулы и ее окружения, информация, собранная методом ЯМР может помочь идентифицировать является ли молекула газом, нефтью или водой и критический размер пор, содержащих эти молекулы.
«Это является их глазами и ушами там, внизу» - говорит Хирасаки, который говорит, что ЯМР является одним из инструментов, которые опускаются вниз и используются для сбора информации о скважине.
В обычных резервуарах, говорит он, отчет ЯМР может отличить газ, нефть или воду и определить количественные значения содержания каждого компонента в образцах породы исходя из времени релаксации, которые обозначаются Т1 и Т2 и степень диффузии жидкостей».
«Если порода является влажной из-за воды, нефтяные молекулы будут релаксировать со скоростью, близкой к сырой нефти, в то время как вода имеет время поверхностной релаксации, которые являются функцией размера пор» - говорит Хирасаки. «Это происходит из-за того, что вода релаксирует на поверхности минералов и отношение поверхности минерала к объему воды больше в меньших порах. Диффузионность обратно пропорциональная вязкости жидкости. Таким образом газ легко отличить от нефти и воды измерением диффузионности одновременно с измерением времени релаксации Т2».
«В нестандартных резервуарах, времена релаксации Т1 и Т2 воды и нефти короче и имеют существенное перекрытие» - говорит он. «Так же отношение Т1/Т2 может стать очень большим в меньших порах. Диффузионность ограничена порами, величиной от нанометра до микрона. Таким образом, задача состоит в определении того, исходит ли сигнал от газа, нефти или воды».
Хирасаки говорит, что возник спор из-за того, что короткое время релаксации в сланцевой нефти возникает из-за парамагнитных участков поверхности минералов в агрегациях асфальтов и/или из-за ограничения движения молекул, заключенных в маленьких образцах. «Мы не имеем ответа, но это исследование является первым шагом» - говорит он.
«Развитие технологии горизонтального бурения скважин и применение большого количества гидравлических фракций (около 50) делает извлечение нефти и газа из нестандартных источников коммерчески выгодным» - говорит Хирасаки. «Эти ресурсы ранее были известны как «исходные породы», из которых возникают и нефть и газ в стандартных месторождениях. Исходные породы слишком тверды, для коммерческого производства с использованием обычных технологий».
Жидкости закачиваются в скважину для разработки горизонтальных скважин, содержащих воду, химические соединения и песок поддерживает разработку под напором после того, как инжекция остановлена. Жидкости затем выкачиваются для того, чтобы создать полость для потока углеводородов.
Но не вся вода, закачанная в скважину, выходит назад. Часто, химический состав органических компонентов сланцевой нефти известен как кероген имеет родство, которое позволяет молекулам воды связываться и блокировать нанопоры, которые иначе позволили бы молекулам нефти и газа выходить.
«Короген является органическим материалом, который сопротивляется биоразложению во время глубокого нагрева» - говорит Хирасаки. «Когда он доходит до определенной температуры, начинается процесс крекинга и возникают углеводородные жидкости. Более высокие температуры дают метан (природный газ). Но жидкости в порах настолько вязки, что делают невозможным использование технологии, разработанной для стандартных месторождений».
Управляющий проектом Университета Райса Фил Сингер, исследователь лаборатории Хирасаки и соавтор Дилип Астагири, исследователь лаборатории Чапмана, лектор и директор программы Профессиональных Мастеров Химического Инжиниринга, применили ЯМР к образцам кирогена и сравнивали результаты с компьютерным моделированием, которое исследует как взаимодействуют вещества, особенно в разрезе влажности материалов, их способности связывать воду, газ или молекулы нефти.
«ЯМР очень чувствителен к поверхностному взаимодействию жидкости» - говорит Сингер. «Сложность в сланцевой нефти как раз заключается в порах наноразмеров. Сигнал ЯМР существенно изменяется по сравнению с измерением стандартных пород, в которых поры больше микрона. Таким образом, чтобы понять результаты исследования при помощи ЯМР, необходимо смоделировать взаимодействия на наноуровне».
Моделирование исследует известные свойства релаксации молекул и показывает, как они движутся в таких стесненных условиях. При сопоставлении с сигналами ЯМР, оно помогает интерпретировать условия в скважине. Эта информация так же может помочь выделять жидкости, которые менее связаны с породой и улучшить отдачу углеводородов» - говорит Хирасаки.
«Если мы можем проверить измерения в лаборатории как ведут себя жидкости в сильно ограниченных или вязких условиях, тогда можно будет использовать те же модели для того, чтобы описать что происходит в самом месторождении» - говорит он.
Одна из целей состоит в том, чтобы включить эти модели в iSAFT – негомогенная Теория Статистической Ассоциации Жидкости – передовой метод, разработанный Чапманом и его группой для моделирования свободных энергетических потенциалов сложных материалов для анализа их микроструктуры, поверхностных сил, влажности и морфологических изменений.
«Наши результаты подвергают сомнению приближения в моделях, которые использовались более 50 лет для расшифровки данных ЯМР и МРС (магнито-резонансного сканирования)» - говорит Чапман. «Теперь мы разработали подход и мы надеемся, что объясним результаты, которые ученым не удавалось объяснить годами».
"Our results challenge approximations in models that have been used for over 50 years to interpret NMR and MRI (magnetic resonance imaging) data," Chapman said. "Now that we have established the approach, we hope to explain results that have baffled scientists for years."
По данным ScienceDaily.com и Майка Уильямса, Университет Райса.
Литература:
Philip M. Singer, Dilip Asthagiri, Walter G. Chapman, George J. Hirasaki. Molecular Dynamics Simulations of NMR Relaxation and Diffusion of Bulk Hydrocarbons and Water. Journal of Magnetic Resonance, 2017; DOI: 10.1016/j.jmr.2017.02.001

Комментарии

0 комментариев