BR102012015101A2 - Método para determinar a distribuição espacial e concentração de um componente em um volume de poro de um material poroso - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA DETERMINAR DISTRIBUIÇÃO ESPACIAL E CONCENTRAÇÃO DE UM COMPONENTE EM UM VOLUME DE PORO DE UM MATERIAL POROSO. Um sal solúvel em água de um metal com um alto peso atômico é selecionado como uma substância de contraste de raios-X proporcionando uma reação de troca iônica seletiva com um componte. O sal tem uma fórmula geral R+M-, onde R+ é selecionado a partir de um grupo consistindo em Ba2+; Sr2+; T1+; Rb+..., e M- é selecionado a partir de um grupo consistindo em C1n; NOn; OHn: CH3COO, SO4;... de acordo com um tabela padrão de solubilidade em água de substâncias inorgânicas. A substância de contraste de raios-X é injetada em uma amostra de um material poroso. Após a conclusão da reação de troca iônica seletiva, um agente de deslocamento de não contraste é injetado na amostra. A amostra é digitalizada por microtomografia de raios-X computadorizada e a distribuição espacial e a concentração do componente em questão são estimadas por análise da imagem tomográfica computadorizada obtida da amostra
Description
I MÉTODO PARA DETERMINAR DISTRIBUIÇÃO ESPACIAL E CONCENTRAÇÃO DE UM COMPONENTE EM UM VOLUME DE PORO DE UM MATERIAL POROSO
A invenção se refere a métodos de análise nâo destrutiva de amostras de materiais porosos, 5 particularmente, ela pode ser utilizada para análise de distribuição de óleo residual, assim como para determinar a concentração de argila natural em uma amostra de testemunho ou argila que penetrou no testemunho durante injeção de lama de perfuração.
A distribuição espacial de componentes (um fluido
residual, filmes absorvidos na superfície dos poros, argila ou outro material de enchimento de volume de poro sólido} contida no volume de poro de um material poroso é uma informação importante para diferentes aplicações técnicas 15 em medicina, petrofísica, engenharia civil e estudos de material, desenvolvimento de campos de petróleo e gás.
Assim, existe um problema de dano à formação causado por uma lama de perfuração lama de perfuração (ou um líquido de lavagem) especialmente para poços horizontais 20 longos, uma vez que a maioria deles é completada sem revestimento, isto é, sem uma coluna de fluxo cimentada e perfurada.
Lamas de perfuração são misturas complexas de argila, partículas finas (com tamanhos de vários milímetros a menos de um mícron) e aditivos orgânicos (polímeros, tensoativos, etc.) contidas em um líquido de "transporte" - uma "base" de lama de perfuração, tal lama de perfuração como água, óleo ou algum líquido sintético.
Durante um processo de perfuração, um filtrado de 5 lama de perfuração, bem como partículas finas e argila contidas no mesmo, penetra em uma área perto do furo de poço da formação sob o impacto de uma pressão excessiva, dessa forma causando uma redução significativa da permeabilidade da mesma (para caracterizar este fenômeno o 10 termo "dano da área perto do furo de poço da formação" ou apenas "dano da formação" é usado).
Durante um processo de limpeza (por meio do início de produção gradual) estes componentes são parcialmente lavados para fora da área próxima do furo de poço e a sua 15 permeabilidade parcialmente se recupera. No entanto, uma parte dos componentes permanece no espaço de po.ro do poro da rocha da formação {absorvida em uma superfície de poro, capturada por gargantas de poros, etc.), o que resulta em diferença significativa entre as permeabilidades 20 recuperadas e iniciais {normalmente, a permeabilidade recuperada não ultrapassa 50 a 70% da inicial).
Um método de laboratório comum para verificação da qualidade de uma lama de perfuração é a filtraçâo direta e inversa através de uma amostra de testemunho durante o qual a dinâmica de redução / recuperação de permeabilidade é medida em função do número de volumes de poros injetados da lama de perfuração ou do óleo (o último - no caso de borabeamento reverso simulando o processo de limpeza).
No entanto, a distribuição e a concentração de argila e outros componentes da lama de perfuração retida no espaço de poro ao longo de uma amostra de testemunho são informações importantes para compreender o mecanismo de dano à formação e seleção de um método relevante de melhorar o índice de produtividade (minimização de um dano à zona de formação de fundo de poço). Estes parâmetros não são medidos no procedimento de verificação da qualidade da lama de perfuração convencional.
Um dos métodos mais bem conhecidos para análise de amostra não destrutiva é tomografia computadorizada de raios-X. Assim, a Patente norte americana US 4 540882 descreve um método para determinar uma invasão de lama de perfuração utilizando uma tomografia computadorizada de raios-X de testemunho com a adição de um agente de contraste. 0 primeiro material é adicionado à lama de perfuração a fim de obter um primeiro fluido tendo um número atômico eficaz diferente de um número atômico eficaz de fluidos conatos contidos em uma zona de poço da formação. Uma amostra de testemunho preservada é coletada do poço para digitalização por um digitalizador de raios-X tomográfico axial computadorizado para determinar coeficientes de atenuação em uma pluralidade de pontos em uma seção transversal da amostra de testemunho. A amostra de testemunho é digitalizada usando raios-X em energias primárias e secundárias. Os coeficientes de atenuação determinados para a pluralidade de ponlos .localizados na seção transversal em cada energia são utilizados para 5 determinar uma imagem de número atômico para a seção transversal da amostra de testemunho. A profundidade de invasão do primeiro fluido é, então, determinada a partir da imagem de número atômico, como um indicador da profundidade de invasão do fluido de perfuração na amostra 10 de testemunho. Outro método é descrito na Patente norte americana US 4.722.095. O mesmo é baseado em ura alto coeficiente de atenuação de raios-X de barita amplamente usada como um agente de aumento de peso na lama de perfuração. Em primeiro lugar, um filtrado de lama é 15 removido de uma amostra de testemunho, após o que volume de poro e total da amostra de testemunho, bem como o volume de partículas de barita que penetraram nas amostras, são medidos utilizando tomografia computadorizada de raios-X.
Infelizmente, o uso de barita como um agente de 20 contraste para avaliar a profundidade de penetração da lama de perfuração nem sempre é justificado porque o tamanho destas partículas é comparável com o tamanho de gargantas de poro e, consequentemente, a maioria delas será capturada nos poros pequenos próximos da entrada de amostra.
Outros componentes de lama de perfuração (argila,
polímeros, água, etc.) têm fraco contraste de raios-X e não podem ter a definição espacial com a precisão necessária. 0 uso do agente de contraste solúvel em um "fluido de transporte", como foi reivindicado na Patente norte americana US 5027379, não permite avaliar a profundidade de penetração, bem como a concentração de argila e outros aditivos levemente contrastantes contidos no lama de perfuração, porque a profundidade de penetração do filtrado da lama de perfuração e os referidos aditivos é diferente.
0 método descrito fornece contraste de raios-X aperfeiçoado de componentes suavemente contrastantes contidos no volume de poro durante tomografia de raios-X computadorizada das amostras de materiais porosos. Os referidos componentes podem ser tanto naturais (por exemplo, argila natural, óleo de película, etc.), quanto incorporados durante experimentos de filtração (por exemplo, componentes de lama de perfuração).
Um sal solúvel em água de um metal com um alto peso atômico é selecionado como uma substância de contraste de raios-X proporcionando uma reação de troca iônica seletiva com um componente. 0 sal tem uma fórmula geral R+M-, onde R"1' é selecionado a partir de um grupo consistindo em Ba2+; SrJ+; Tl+; Rb+ . . . , M~ é selecionado a partir de um grupo consistindo ern Cln; NOn; OHn; CH3C00, 50.·;; ... de acordo com u m a t a b e 1 a padrã o de solub i '1 i d a d e e m á g u a d e subs t â n c i a s inorgânicas. A substância de contraste de raios-X é injetada em uma amostra de um material poroso. Após conclusão da reação de troca iônica seletiva, um agente de deslocamento de não contraste é injetado na amostra. A amostra é digitalizada por raicrotomografia de raios-X computadorizada e distribuição espacial e 5 concentração do componente em questão são estimadas por análise da imagem tomográfica computadorizada obtida da amostra.
A Fig. 1 mostra os dados de microtomografia de raios-X computador!, zada para solução em água de argila inicial (antes de misturar com uma substância de contraste) e para solução em água de argila contrastante.
A Fig. 2 mostra um exemplo de microtomografia de raios-X computadorizada após a injeção da substância de contraste.
O critério principal da aplicabilidade do método é
a estabilidade dos componentes em questão para processo de injeção de agente de contraste. Se uma substância de contraste de raios-X for ura sal solúvel em água de um metal com um alto peso atômico capaz de reação de troca iônica 20 seletiva com um componente em questão, os ions de metais pesados são acumulados em um componente suavemente contrastante aumentando assim seu contraste para emissão de raios-X. A injeção de um agente de deslocamento de não contraste mediante conclusão da reação de troca iônica 25 seletiva resulta na lavagem do resíduo de sal de metal pesado e produtos de reação da amostra. Com base na análise da imagem de tomografia computorizada obtida (ver, por exemplo, Gonzalez R.C., Noods R.E. Digitai Image Processing. Addison-Wessley, New York (1992)) distribuição espacial e concentração do componente em questão são determinadas.
Um primeiro exemplo de implementação do método é o uso do método para aperfeiçoar o contraste para emissão de raios-X e determinação subsequente da concentração de argila retida em um volume de poro após o ciclo de 10 filtração direta - reversa de lama de perfuração de modelo (solução em água de 2% de argila de bentonita) - através de uma amostra de testemunho.
Experimento de filtração na injeção solução em água de 2% de argila de bentonita e lavagem subsequente de 15 argila penetrada de um meio poroso (injeção reversa) ó realizado. Após a conclusão do experimento, somente argila fortemente retida nas gargantas dos poros permanece no volume de poros da amostra.
Um sal solúvel em água de um metal com um alto peso 20 atômico entrando era uma reação de troca iônica seletiva com argila em questão é selecionado como uma substância de contraste. Levando em conta a composição de argila de bentonita Al2 [Si4Oio] (0H)2*nH20 e seguindo a tabela padrão de solubilidade de substâncias .inorgânicas em água (por 25 exemplo, Reference Eiook of Experimental Data on the Solubil.i ty of Multi-Component Water-Soluble Systems, State Science and Engineering Publishing House of Chemical Literature. Leningrad, vol. 1-2, 1954) BaCl;; é selecionada corno o sal solúvel em água de ura metal..
A Fig. 1 mostra dados de microtomografia de raios-X ■ computadorizada para solução em água de argila inicial (antes de misturar com a substância de contraste) e para solução em água de argila contrastante (isto é, argila submetida ã reação de troca iônica seletiva com sal BaCl2) .
A amostra é saturada cora solução em água da substância de contraste (BaCl2) e mantida durante algum tempo dependendo da taxa de reação de troca iônica.
Após a conclusão da reação de troca iônica 3 a 4 ■ volumes de poro de um agente de deslocamento de não contraste de modelo (solução de sal) são bombeados através da amostra para remover os produtos de reação e resíduos de substância de contraste. Uma taxa do injeção não deve . ultrapassar uma taxa do bombeamento reverso no experimento de filtração.
A amostra é digitalizada por microtomografia de 2 0 raios-X computadorizada. Um exemplo de microtomografia de raios-X computadorizada da amostra, após a utilização da substância, de contraste, é mostrado na Fig, 2. A acumulação dos íons de bário na argila resultante da reação de troca iônica conduz a um aperfeiçoamento signif .icativo do 25 contraste da mesma (a argila modificada corresponde às manchas brancas na fotografia). Outro exemplo da implementação do método é o estudo da concentração de hidrocarbonetos em uma amostra, Quando aquecidos, alcanos interagem com a solução de bromo em um solvente orgânico entrando na reação de substituição, í?ode 5 ser demonstrado pela interação de n-dodecano CH3 (CH2) 10CH3 com bromo dissolvido em. tetracloreto de carbono CCl4.
t,°c
Ci2H26+B^2 -► Ci2H25Br+HBr
Esta reação pode ser usada para a modificação seletiva de hidrocarbonetos em um meio poroso. A amostra contendo hidrocarbonetos é saturada com solução de bromo, em seguida, aquecida e mantida à temperatura preestabelecída. Δ temperatura de reação e o tempo dependem da composição da mistura de hidrocarbonetos. Após a conclusão da reação, 3 a 4 volumes de poro de um agente de deslocamento de não contraste de modelo (solução de sal) devem ser bombeados através da amostra para remover os produtos de reação. Introdução de bromo permite intensificar o contraste de hidrocarbonetos nos poros da amostra durante microtomografia de raios-X computadorizada.
Claims (2)
1. MÉTODO PARA DETERMINAR DISTRIBUIÇÃO ESPACIAL E CONCENTRAÇÃO DE UM COMPONENTE EM UM VOLUME DE PORO DE UM MATERIAL POROSO, caracterizado por compreender: - selecionar um sal solúvel em água de um metal com um alto peso atômico como uma substância de contraste de raios-X proporcionando uma reação de troca iônica seletiva com o componente, o sal tendo uma fórmi] a geral RrM"', onde R+ é selecionado de um grupo consistindo em Ba"+; Sr2+; Tlr; Rb+ . .., M" é selecionado de um grupo consistindo em Cl11; NOn; OHn; CH3C00, SO^; ... de acordo com uma tabela padrão de so1ubi1idade em água de substâncias iηorgâηicas, - injetar a substância de contraste de raios-X em uma amostra de um material poroso, após a conclusão da reação de troca iônica seletiva injetar um agente de deslocamento de não contraste na amostra, digitalizar a amostra por microtomografia do raios-X computadorizada, - obter uma imagem de tomografia computadorizada da amostra; e determinar distribuição espacial e concentração do componente por meio de análise da imagem de tomografia compu t a do r i z. a da ob t i da.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma solução de água salgada é utilizada como o agente de deslocamento de nâo contraste.
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