Аналитика



Интенсификация притока флюида из пласта в скважину

Oi

Рис. 7.15. Система сбора утечек


1



4%


2

I

на прием подпорных насосов или в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 основных насосов.

Система средств контроля и защиты насосного агрегата.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающие станции имеют разветвленную систему средств контр оля работы, сигнализации и блокировки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в целом.

На рис. 7.16 представлена схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата.

Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателя, что препятствует его включению при отсутствии давления в линии смазки. Кроме того, падение давления в маслосистеме также вызывает остановку электродвигателя.

Тепловая защита корпуса 6 насоса предотвращает его длительную работу "закрытую задвижку”, а контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом защищает обмотку статора от перегрева (в летнее время) и образования конденсата (зимой).

Эксплуатация электродвигателей, продуваемых воздухом при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор 9 выдает разрешение на включение в работу агрегата. Герметичность торцевого

Отвод


Рис. 7.16. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата


уплотнения контролирует датчик 1, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек. Вибрацию оборудования в процессе его работы регистрирует вибросигнализатор 5, который отключает агрегат при критических уровнях вибрации. Визуальный контроль за давлением всасывания и нагнетания насосов осуществляют с помощью манометров 3 и 4, причем применяют как механические, так и электрокон-тактные манометры. Счетчик 8 числа часов работы агрегата служит для равномерной загрузки агрегата, что способствует увеличению межремонтных сроков.

Давление в линии разгрузки контролируют с помощью манометра 2, а нагрузку электродвигателя фиксируют амперметром 7.

Система подготовки и подачи сжатого воздуха предназначена для питания пневмоприводов, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Поскольку для нормальной работы этих устройств необходим воздух определенной кондиции, наружный воздух предварительно очищается фильтрами, охлаждается в теплообменнике водой и осушается на специальной установке.

7.6. РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса — надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарные парки необходимы:

для приема нефти от добывающих предприятий; для учета нефти;

для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;

для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти. В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а также нефтебазы в конце нефтепровода.

Резервуарные парки ГНПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Резервуар-ные парки на НПС сооружают в случаях если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки (см. гл. 10). Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.

Суммарный полезный (или, как его называют, активный) объем резервуарных парков нефтепровода, транспортирующего сырую нефть одного вида, в соответствии с ВНТП 2-86 принимают согласно табл. 7.1.

Для хранения нефти применяют металлические и железобетонные резервуары, как наземные, так и подземные.

Т а б л и ц а 7.1

Рекомендуемые суммарные объемы резервуарных парков магистральных нефтепроводов (в суточных объемах перекачки)

Протяженность участка нефтепровода, км

Диаметр нефтепровода, мм

630 и менее

720, 820

1020

1220

До 200

1,5

2

2

2

От 200 до 400

2

2,5

2,5

2,5

От 400 до 600

2,5

2,5/3

2,5/3

2,5/3

От 600 до 800

3

3/3,5

3/4

3,5/4,5

От 800 до 1000

3/3,5

3/4

3,5/4,5

3,5/5

П р и м е ч а н и я: 1. В числителе указаны цифры для нормальных условий прохождения нефтепроводов, а в знаменателе — при прохождении в сложных условиях (при этом заболоченные или горные участки должны составлять не менее 30 % общей протяженности нефтепровода). 2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к указанному объему ре-зервуарного парка добавляется объем, равный значению объема, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000 км.

ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуаром объемом от двух- до трехсуточной пропускной способности нефтепроводов.

ПНПС нефтепроводов, расположенные на границах эксплуатационных участков, т.е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из "насоса в насос", для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуар объемом 0,3 — 0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Этот объем должен быть увеличен до 1,0—1,5-суточного запаса, если в данном пункте происходят приемосдаточные операции.

НПС, расположенные в местах разветвления (или соединения) нефтепроводов, должны иметь резервуар объемом 1,0—1,5-суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых расчетами.

К подземным (заглубленным в грунт или обложенным грунтом) относятся резервуары, в которых наивысший уровень нефти расположен не менее чем на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей площадки.

В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

класс I — особо опасные резервуары объемом 10 000 м3 и более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте городской застройки;

класс II — резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10 000 м3;

класс III — опасные резервуары объемом от 100 до 5000 м3.

Наибольшее распространение в системе магистральных нефтепроводов получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения эти резервуары оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей.

ГОСТ 1510 — 76 "Нефть и нефтепродукты" установлены области применения различных резервуаров в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей. Так, например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары низкого давления и вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением насыщенных паров выше 200 мм рт. ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки.

Охарактеризуем некоторые типы резервуаров, применяемых в системе магистрального нефтепровода.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (РВС) представляют собой цилиндры, сваренные из стальных листов размером 1,5x6,0 м, толщиной 4 — 25 мм с конической или сферической крышей (рис. 7.17).

Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара опирается по краям на фермы, а у резервуаров большим объемом — на центральную стойку. Сварное днище резервуара покоится на песчаной подушке и имеет уклон от 184

Рис. 7.17. Вертикальный стальной резервуар со сферической крышей объемом 10 тыс. м3

центра к периферии. Последнее способствует более полному удалению подтоварной воды. Объем РВС колеблется от 100 до 50000 м3; избыточное давление может составлять до 2000 Па, вакуум — до 200 Па.

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости (рис. 7.18).

Понтоны бывают металлические или синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение

Рис. 7.18. Вертикальный стальной резервуар с понтоном    объемом

20 тыс. м3:


1    — люк центральный;

2    — огневой предохранитель; 3 — направляющая труба; 4 — уплотнение понтона; 5 — опор -ная стойка понтона; 6 — нижнее положение понтона; 7 — верхнее положение понтона

7


6


понтона происходит по направляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.

Следует иметь в виду, что не весь объем резервуара может быть использован полностью. В нижней части резервуара, как правило, скапливается вода (подтоварная вода) и имеется слой механических отложений (осадок). Полезный или активный объем V, резервуара определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый из него к откачке. Этот объем определяется по формуле

V = П V

п    о.р

в которой V^^^ — геометрический объем резервуара; пэ — ко эффициент использования резервуара, зависящий от его объема и конструкции (табл. 7.2).

Оборудование резервуаров. Подробно ознакомиться с конструкциями, устройством и принципом действия основного оборудования резервуаров можно по специальной литературе. В общем случае это оборудование включает:

механический дыхательный и гидравлический предохраниТ а б л и ц а 7.2

Основные параметры резервуаров для хранения нефти

Тип, номинальный объем резервуара, м3

Геометрический объем Уо р резервуара,

Коэ ффициент Пэ использования резервуара

Диаметр резервуара, м

Высота резервуара, м

Вертикальный стальной резервуар без понтона:

5000

4866(4573)

0,76

22,8(22,79)

11,92(11,92)

10 000 Вертикальный стальной резервуар с понтоном:

10 950 (10 950)

0,76

34,2(34,2)

11,92(11,94)

20 000

20 900

0,79

39,9

17,9

50 000 Вертикальный стальной резервуар с понтоном с плавающей крышей:

47 460

0,79

60,7

17,9

20 000

20 900

0,83

39,9

17,9

50 000

48 900

0,83

60,7

17,9

Железобетонный подземный резервуар, 10 000

10 510

0,72

0,42

7,98

П р и м е ч а н и е. В скобках приведены данные по стальным резервуарам, эксплуатируемым в условиях низких температур.

тельный клапаны для защиты резервуара от чрезмерных повышения или понижения давления в газовом пространстве резервуара, а также для сокращения потерь нефти при больших дыханиях;

огневой предохранитель для предотвращения попадания в резервуар открытого огня и искр;

замерный люк для измерения уровня нефти и отбора проб;

уровнемер (поплавковый, ультразвуковой или другой конструкции) для контроля за уровнем нефти в резервуаре, а также оперативного управления процессами закачки-выкачки;

нижний люк-лаз для вентиляции резервуара перед началом ремонтных работ, а также удаления грязи при зачистке;

световые люки для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки;

сифонный кран для спуска подтоварной воды;

"хлопушку" для предотвращения утечки в случае повреждения приемораздаточных трубопроводов и задвижек;

подогревательные устройства при хранении высоковязких нефтей;

устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей (размывающие головки и винтовые мешалки);

противопожарное оборудование (пеногенераторы, системы послойного тушения) и т.п.

Рассмотрим конструкцию оборудования некоторых видов, устанавливаемого на резервуарах.

Дыхательная арматура резервуара состоит из дыхательного и предохранительного клапанов, назначение которых — предотвращение повышения давления в газовом пространстве резервуара сверх предельно допустимого (2000 Па) или, наоборот, образование вакуума ниже критического (200 Па). Слишком высокое и слишком низкое давление опасны для целостности резервуара. Дыхательный клапан регулирует давление в газовом пространстве резервуара, выпуская в атмосферу пары нефти при повышении давления до предельно допустимого, или впуская воздух в резервуар при образовании чрезмерного вакуума. Предохранительный клапан, имеющий пределы срабатывания на 10 % больше, чем дыхательный клапан, действует как страховка последнего.

На рис. 7.19 изображен непримерзающий дыхательный клапан (НДКМ).

Клапан работает следующим образом. При возникновении в резервуаре (и, следовательно, в межмембранной камере) разряжения, соответствующего пределу срабатывания клапа-188

Рис. 7.19. Непримерзающий мембранный дыхательный клапан (НДКМ):

1 — соединительный патрубок; 2 — седло; 3 — тарелка; 4 — нижняя мембрана; 5 — нижний корпус; 6 — верхний корпус; 7 — боковой люк; 8 — верхняя мембрана; 9 — диски; 10 — регулировочные грузы; 11 — крышка; 12 — трубка; 13 — амортизирующая пружина; 14 — цепи для соединения дисков и тарелок; 15 — импульсная трубка; 16 — кольцевой огневой предохранитель

на, тарелка 3 поднимается, и в газовое пространство поступает атмосферный воздух. При повышении давления в резервуаре сила, действующая на верхнюю мембрану 8, больше силы, действующей на нижнюю мембрану 4, и когда разность сил превышает вес тарелки 3 и диска 9 с грузом 10, то верхняя мембрана, прогибаясь вверх, увлекает за собой тарелку 3, открывая выход паровоздушной смеси в атмосферу.

Для работы в комплекте с непримерзающим дыхательным клапаном предназначен предохранительный гидравлический клапан (КПГ) (рис. 7.20).

Клапан КПГ состоит из корпуса 7 с присоединительным фланцем; чашки 6 для размещения жидкости гидрозатвора предотвращающего выброс жидкости при срабатывании клапана; кассеты огневого предохранителя 3; крышки 2 для защиты от атмосферных осадков и трубки 1 для слива и налива жидкости.

Клапан работает следующим образом. При повышении давления в резервуаре, и следовательно, под чашкой 6, жид-

Рис. 7.20. Предохранительный гидравлический клапан (КПГ):

1 — трубка для слива и налива жидкости; 2 — крышка для защиты от атмосферных осадков; 3 — кассета огневого предохранителя; 4 — экран; 5 — верхний корпус; 6 — чашка для размещения жидкости; 7 — корпус; 8 — патрубок

кость из чашки выбрасывается через патрубок и, отражаясь от экрана 4, собирается в кольцевой полости, идущей вокруг чашки 6. При срабатывании клапана газовое пространство резервуара свободно сообщается с атмосферой, обеспечивая высокий расход парогазовой смеси (или воздуха) через кассету 3. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется при повторной заливке.

На рис. 7.21 показано устройство сифонного крана для спуска подтоварной воды.

Кран устанавливается в первом поясе резервуара на высоте *1,3 м от дна. Устройство, монтируемое в защитном кожухе 1, представляет собой Г-образную трубу 3, которая через сальниковое уплотнение 2 вставлена внутрь резервуара. Нижний конец трубы снабжен защитным фильтром 4, обеспечивающим отбор воды и не пропускающим частицы твердых отложений и грязь; снаружи труба имеет пробковый кран 6. Для удаления подтоварной воды поворотной ручкой 5 трубу 3 опускают к днищу резервуара, и вода, выдавливаемая столбом находящейся над ней нефтью, вытесняется наружу.

Рис. 7.22. Установка пожаротушения ГВПС-2000 на резервуаре:

1 — пеногенератор; 2 — стенка резервуара; 3 — фланец; 4 — смотровой люк; 5 — пенокамера; 6 — площадка ограждения для обслуживания; 7 — вставка; 8 — трубопровод для подачи раствора пенообразователя

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуаре нефти производят пеной, изолирующей зеркало горючей жидкости от кислорода воздуха. На резервуарах большого объема монтируют установки ГВПС-600 или ГВПС-2000 для генерации пены из специального пенообразователя, устройство которых представлено на рис. 7.22.

Устройство состоит из пеногенератора 1 с трубопроводом 8 для подачи раствора пенообразователя. В отсутствии чрезвычайной ситуации пенокамера закрыта герметизирующей крышкой. Крепление этой крышки к корпусу камеры осуществляется стяжками с замками, состоящими из двух частей, спаянных сплавом с температурой плавления около 120 °С. При возникновении пожара замки стяжек расплавляются и крышка под действием собственного веса падает, открывая путь пены к горящей жидкости.


Компоненты

Показатели

Видиний

пар

О,

H,S

О

СО»

СО

NOs-

NO

Молекулярная масса

18,016

32,0

34,082

64,06

44,011

28,011

46,006

30,01

Молекулярный объем при 0 СС и 760 мм рт. ст.

23,45

22,14

22,26

22,41

Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

1,8041

1,429

1,539

2,927

1,977

1,250

2,055

1,340

Плотность при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

0,7496

1,3315

1,434

2,727

1,842

1,165

1,915

1,249

Относительная плотность (по воздуху)

0,624

1,105

1,190

2,264

1,529

0,967

1,593

1,037

Газовая постоянная, м/°С

47,06

26,47

24,89

19,27

30,26

_

_

Теплоемкость при 0 СС и 760 мм рт. ст., Ср/С\г, ккал/кг*°С

0,4441

0,3469

0,2185

0,156

0,253

0,192

0,1946

0,1496

0,2483

0,1774

Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт. ст., Ю"6 кг-с/м2

0,9006

1,948

1,2025

1,1804

1,3942

1,6951

1,8358

Фактор ацентричности молекул со

0,019

0,100

0,598

0,231

0,093

_

Параметры потенциалов:

*

е/к, К

88

343

347

190

110

220

119

о, А

3,541

3,49

4,04

3,996

3,590

3,879

3,470

^безр

0

0,21

0,42

0

Критическая температура Гкр. К

154.78

373,6

430,65

304,2

132,93

100

180.3

Критическое давление рКр, кгс/сма

51,8

91,85

80,49

75,27

35,68

431,0

66,64

Температура кипения Ткип, К

90

211,4

263,2

194,7

81,7

294,5

121,4

Теплопроводность при 0 °С и 760 мм рг. ст., к ка./1/ч Ч'С

0,015

0,011

0,012

Продолжение табл. II.1

Компоненты

Показатели

Не

Аг

Кг

Fr

* Cl*

Этил-

меркап

тан

C2II5SII

HiO

Hg

Молекулярная масса

4,00

39,95

83,80

38,00

70,91

62,13

18,02

200,59

Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт. ст.

18,019

Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

0,178

1,784

3,233

0,84

13 595

Плотность при 20 СС и 760 мм рт. ст., кг/м3

0,166

1,1662

3,012

998,2

13 546

Относительная плотность (по воздуху)

1,138

1,380

2,501

Газовая постоянная, м/°С

211,84

Теплоемкость при 0 °С и 760 мм рт. ст., Cp/Cv. ккал/кг*°С

1,260

0,760

1.2430

1,0074

0.0335

Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт. ст., 10'“ кг-с/м2

1,8970

2,1265

2,3764

1,2698

1,004

Фактор ацентричности молекул со

0,246

0,002

0,071

0,082

0,348

Параметры потенциалов:

eJk, К

10.8

124.9

166.7

112,0

357.0

447,6

775,0

О

а, А

2,57

3,423

3,679

3,653

4,117

4,644

2,52

^безр

0

0

0

0,156

1,0

Критическая температура 7,кр, К

5,2

150,72

309,41

144,2

417,2

499

647,4

Критическое давление ркр, кгс/см2

2,34

49,59

56,0

56,83

78,63

56,0

225,55

Температура кипения Ткип> К

4,3

87,5

121,4

86,2

238,6

373,2

Теплопроводность при 0 С и 760 мм рт. ст., ккал/м¦ч•°С

0,123

-


Показатели

Диоксид

Серово

Азот

Водяной

Гелий

углерода

дород

пар

Химическая формула

со2

44,01

H,S

28,02

Н,0

Не,

4,00

Молекулярная масса

34,08

18,02

Газовая постоянная,

19,27

24,9

30,26

47,06

21,2

кг-м/(кг>вС)

Температура при 0,101 МПа, °С:

плавления

-56,6

-82,9

-209,9

0,0

-272,2

кипения

-78,5

-61,0

-195,8

100,0

-268,9

Критическая темпе

304

373,4

125,9

647,1

5,1

ратура, К

Критическое давле

7,64

9,06

3,53

23,0

0,24

ние, МПа

Плотность при 0 “С

1,977

1,539

1,251

0,805

0,178

и 0,101 МПа, кг/м3

0,069

Удельный объем при

0,506

0,650

0,799

1,248

0 °С и 0,101 МПа,

м3/кг

1000

Плотность в жидком

924,8

950

634,1

состоянии при тем

при

пературе кипения и 0,101 МПа, кг/м3

4 ®С

Удельная теплоем

кость, кДж/(кг-“С):

0,859

при постоянном

0,846

1,064

1,043

2,01

давлении ср

0,515

при постоянном

0,654

0,804

0,746

0,151

объеме cv

Теплота испарения

348,3

553,5

199,9

2259

4.1

при 0,101 МПа, кдж/кг

Вязкость при 0 "С и

1,39

1,20

1,70

0,90

-

0,101 МПа,

10"12 МПа-с

Т еплопроводность

0,013

0,0119

0,0238

0,0174

0,0143

при 0 °С,

Вт/(м-ч-°С)

Фактор ацентрич-

0,231

0,100

0,040

ности молекул ы

Параметры потен-

циалов:

10,8

е/А, К

190

343

91,5

-

о, Н-м

4,0

3,49

3,68

-

0

S

-

0,21

0

0

При определенных соотношениях с воздухом углеводороды образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшие значения тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентра-

чали искусственный газ из сланцев в Кохтла-Ярве в Эстонии и по газопроводу направляли в Ленинград. В Кохтла-Ярве проводились экспериментальные исследования по получению из сланцев искусственного жидкого топлива, которое оказалось низкого качества и дорогостоящим. Сейчас сланцы используются в качестве топлива для получения электроэнергии. Длительный период времени проводились опытные и экспериментальные работы по подземной газификации углей, которые в основном не нашли промышленного применения из-за трудностей в управлении фронтом горения.

К искусственным газам относятся газы, получаемые в доменных и мартеновских печах, конверторах, коксовых батареях и др. Искусственные газы получают из твердых и жидких топлив в газогенераторах, ретортах, различных печах при высоких температурах, а иногда и повышенных давлениях. В табл. 1.4 дан состав искусственных газов, получаемых при неполном сгорании различных топлив;

синтетический газ (метан и синтин—синтетический бензин) получают из искусственного газа путем его переработки ио технологиям, обеспечивающим теплотворную способность, приближающуюся к природному газу.

На смену эре природного газа, возможно, вновь придет эра синтетического метана, а затем и водорода из угля, сланцев и битумов;

ТАБЛИЦА. 1.4 Состав некоторых искусственных газов

Компоненты и параметры газов

Газы

До

мен

ные

Коксо

вый

Газификация

Бутими-нозных топлив

Генера

торные

горючих

сланцев

бурых углей под давлением

со2

1,4

2-3

14,9

2-4

5-9

0,5-1,5

СО

7,9

4-8

16,6

14-22

25-30

32-33

Н2

53,2

53-60

39,1

54-58

12-15

0.5-0,9

сн4

31,2

19-25

22,2

16-20

1,5-3,0

С,„НГ1

2,8

1,6-2,3

2.7

0,5-0,7

0,2-04

-

м2

3,5

7-13

4,3

2-6

46-54

64-66

о2

0,7-1.2

0,2

0.2-0.3

0,1-0 3

Теплота

сгорания

МДж/м1:

.

высшая

20,1

17,6-18,9

18,0

17,0-17,6

6,16-7,0

4,18-4,40

низшая

18,9

15,5— 16,9

15,9

15,1-15,9

5,83-6,5

4,15-4,32

водород, который в 80-х годах намечали получать в больших количествах путем электролиза или другим более эффективным путем из воды на атомных электростанциях в период избытка на них электроэнергии, с последующим его хранением и использованием или превращением в синтетический метан или его гомологи. Авторы полагают, что на больших глубинах в фундаменте и мантии Земли могут быть встречены промышленные залежи, состоящие из смеси углеводородов и водорода, а также залежи чистого водорода, добыча которых потребует разработки специальных технологий, в том числе обеспечивающих их взрывобезопас-ность. На кафедре разработки газовых и газоконденсатных месторождений ГАНГ им И.М. Губкина была доказана возможность хранения водорода в подземных хранилищах (ПХГ).

1.1.2. СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы:

1. Метановые парафиновые углеводороды, или алканы, с общей формулой С^Рзп+г- Это предельные полностью насыщенные соединения (рис. 1.1, а).

Природные горючие газы, используемые в промышленнос-и и быту, состоят, как правило, на 90 — 98% из метана. Раньше метан называли болотным газом, рудничным газом и i n., в зависимости от условий его происхождения. Он широко распространен в природе.

Метан является основным элементом газовых, газоконден-гатных и нефтяных месторождений. Метан выделяется при и свержении вулканов. Из него главным образом состоят атмосферы Сатурна и Юпитера.

Метан — простейший элемент ряда метановых углеводородов. Молекула метана состоит из одного атома углеводорода и четырех атомов водорода — СН4 (рис. 1.1, б).

В 1874 г. голландский ученый Я. Вант-Гофф разработал

•    I руктурную объемную формулу метана. Согласно его пред-

•    явлениям, пространственная формула молекулы метана изображается в виде тетраэдра, в центре которого располагается ¦пом углерода. Четыре валентности направлены к четырем ут-VIм тетраэдра, где помещается по одному атому водорода. Vi ол между любой парой связи равен 109°28' (рис. 1.1, в).

УКАЗАТЕЛЬ

ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Адам И. В. Влияние стока, расположенного за каверной, на ее параметры в случае двумерного обтекания тонкого тела в режиме частичной кавитации.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258, с. 82.

2.    Амромин Э. Л., Иванов А. Н. Осесимметричное обтекание тел в режиме развитой кавитации.— Известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1975, № 3.

3.    Амромин Э. Л. Теория и расчет осесимметричного кавитационного обтекания судовых конструкций.— Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. ЦНИИ им. Крылова, Л., 1975.

4.    Амфил охиев Л. Б., Басин М. А. Линейная теория тонкого кавитационного профиля, движущегося вблизи свободной поверхности идеалыгбй невесомой жидкости.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1971, вып. 266, с. 29.

5.    Айылчиев А., Саламатов Д. К струйному обтеканию осесимметричных тел вращения. Материалы первой конференции молодых ученых Академии наук Кирг. ССР. Фрунзе, «Илим», 1973.

6.    Барабанов В. А., Иванов А. Н. Применение «вихревого» метода для расчета плоских кавитационных течений.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258.

7.    Б и р к г о ф Г., Сарантонелло Э. Струи, следы и каверны. Пер. с англ., М., «Мир», 1964.

8.    Болотин А. Ф. Исследование характера деформации каверны в весомой жидкости. Доклад на 12-й конференции секции мореходных качеств судов. Крыловские чтения. Л., 1962.

9.    Бутузов А. А. Результаты эксперимента по созданию искусственных каверн на моделях судна с плоским днищем.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика судна, 1965, вып. 218, с. 100.

10.    Бутузов А. А. Влияние весомости жидкости на кавитационное течение за телом, расположенным на нижней поверхности бесконечной горизонтальной стенки.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика судна, 1965, вып. 218, с. 84.

11.    Бутузов А. А. Об искусственном кавитационном течении за тонким клином, помещенным на нижнюю поверхность горизонтальной стенки.— МЖГ, 1967, № 2.

12.    Б у т у з о в А. А., П а к у с и н а Т. В. Расчет обтекания глиссирующей поверхности с искусственной каверной.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258, с. 63.

13.    Вудс Л. Дозвуковое плоское течение в кольцевой области или в канале с периодическими по длине граничными условиями.— «Механика», 1956, № 2, с. 52.

14.    Г а х о в Ф. Д. Краевые задачи. М., Физматиздат, 1958.

15.    Г р а д ш т е й н И.С., Рыжик И. М. Таблицы интегралов сумм, рядов и произведений. Изд. 4-е. М., Физматиздат, 1963.

16.    Г у р е в и ч М. И. Теория течений со свободными поверхностями.— В сб.: Итоги науки. Гидромеханика. Т. V. М., ВНИИТИ, 1971.

17.    Г у р е.в и ч М. И. Теория струй идеальной жидкости. М., Физматиздат, 1961.

18.    Гуревич М. И. Кривизна струи в точке схода ее с конечной стенки. Исследование по интегродифференциальным уравнениям. Фрунзе, «Илим», 1967.

19.    Г у р е в и ч М. И., X а с к и н д М. Д. Струйное обтекание контура, совершающего малые колебания.— ПММ, 1953, т. XVII.

20.    Громов Р. С. Экспериментальное исследование пограничного слоя на пластинке за каверной.— Труды ВНИТОСС. Экспериментальная гидромеханика судна. Материалы по обмену опытом, 1968, вып. 118.

21.    Д и а н о в Д. И. Влияние проницаемости тела, обтекаемого с отрывом струй, на его сопротивление и размеры каверны.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1969, вып. 248, с. 77.

22.    Жуковский Н. Е. Видоизменение метода Кирхгоффа для определения движения жидкости в двух измерениях при постоянной скорости, данной на неизвестной линии тока. Избранные сочинения. Т. I. М.—Л., Гостехиздат,

1948.

23.    Иванов А.Н. Двумерное обтекание тел произвольной формы в режиме развитой кавитации.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1963, вып. 200, с. 3.

24.    И в а н о в А. Н. Симметричное кавитационное обтекание удлиненного плоского контура.— Известия АН СССР. Механика и машиностроение, 1962, № 3, с. 61—66.

25.    Иванов А. Н. Обтекание тел вращения в режиме частичной кавитации и определение формы тела вращения, при обтекании которого давление на участке заданной протяженности постоянно.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидромеханика вязкой жидкости и отрывных течений, 1965, вып. 219, с. 70.

26.    Иванов А.Н. Кавитационное обтекание профилей крыльев.— «Механика и машиностроение», 1960, № 6, с. 117.

27.    Искусственная кавитация. Л., «Судостроение», 1971.

Авт.: И. Т.    Е г о р о в,    Ю. М. Садовников,    И. И. Исаев,

М. А. Басин.

28.    Кавитационное обтекание подводного крыла неустановившимся потоком.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика быстроходных судов. 1971, вып. 266, с. 25.

Авт.: М. А.    Басин,    И, Т. Егоров,    Ю. М.    Садовников,

Л. В. Ш а л л а р ь.

29.    Келдыш М. В., С е д о в Л. И. Эффективное решение некоторых краевых задач для гармонических функций.— ДАН СССР, 1937, т. XVI, № 1.

30.    Киселев О. М. О кавитационном обтекании пластинки потоком тяжелой жидкости.— Изв. вузов. Математика, 1963, № 6.

31.    Кнэпп Р., Дейли Дж., X е м м и т Ф. Кавитация. М., «Мир», 1974.

32.    Коровкин А. Н., Левковский Ю. Л. Исследование замыкания кавитационной каверны вблизи твердой стенки.— «Инженерно-физический журнал», 1967, т. XII, № 2.

33.    Кочин    Н. Е., К и б    е л ь И. А., Розе    Н. В. Теоретическая гидро

механика. М., Гостехиздат, 1955.

.34. .Коул Р. Подводные взрывы. М., ИЛ, 1950.

35.    К у з н е ц о в А. В. Нестационарная задача обтекания с отрывом струй.— Труды семинара по краевым задачам, 1968, вып. 5, с. 137—160 (Казанский ун-т).

36.    Кузнецов А. В. Нестационарные слабо возмущенные течения жидкости со свободными границами. Автореферат докторской диссертации. Казань,

37.    Кузнецов А. В. Нестационарное обтекание с отрывом струй препятствия под свободной поверхностью.— Труды семинара по краевым задачам,

1969, вып. 6 (Казанский ун-т).

38.    Кузнецов А. В. Малые колебания контура, обтекаемого с отрывом струй.— В сб.: «Современные вопросы гидродинамики». Киев, «Наукова думка», 1964, с. 273—281.

39.    Кузнецов А. В. Обтекание с кавитацией пластинки струей конечной ширины.— Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1962, № 1, с. 174.

40.    Л а м б Г. Гидродинамика. М., Гостехиздат, 1947.

41.    Левковский Ю. Л., Судакова Г. Г. Влияние твердой стенки на замыкание сферической кавитационной каверны.—«Инженерно-физический журнал», 1968, т, XV, № 2.

42.    Л о г в и н о в и ч Г. В. Гидродинамика течений со свободными границами. Киев, «Наукова думка», 1969.

43.    М а л ь ц е в Л. И. Решение обратной задачи кавитационного обтекания криволинейной дуги.— ПМТФ, 1966, № 3.

44.    М и г а ч е в В. И. Исследование влияния движителя на характеристики искусственных каверн, создаваемых на днище речных судов. ЛИИВТ. Автореферат кандидатской диссертации. Л., 1971.

45.    М и ш е л ь Ж- И. Вентилируемые каверны. К исследованию механизма их пульсации.— «Механика», 1972, № 4.

46.    Мусхелишвили Н. И. Сингулярные интегральные уравнения. М., «Наука», 1968.

47.    Некоторые способы управления кавитационным течением при малых значениях чисел Фруда.—Труды Международного симпозиума по неустановив-шимся течениям воды с большими скоростями. М., «Наука»» 1973.

Авт.:    Г.    С. Мигиренко, Г. С.    Козюк, Л. И. Мальцев,

В. И. М и к у т а, Б. Г. Н о в и к о в.

48.    Осипова Н. П. Определение времени существования сферического

пузырька в воде.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1963, вып. 200, с. 43.    ^

49.    Отрывное кавитационное обтекание профилей в случае глиссирования и в безграничном потоке.— Труды Международного симпозиума по неустановив-шимся течениям воды с большими скоростями. М., «Наука», 1973.

Авт.:    В.    А. Барабанов, А. А.    Бутузов, А.    И. Иванов,

И. А. Т и т о в.

50.    О влиянии искусственно создаваемых воздушных полостей на гидро

динамические характеристики глиссирующих поверхностей.— Труды ЦНИИ им. Крылова.    Гидродинамика быстроходных    судов, 1971, вып.    266, с. 80.

Авт.:    А. С. Павленко, С. Д. Прохоров, С.    Б. Соловей,

В. П. Ш а д р и н.

51.    П е р н и к А. Д. Проблемы кавитации. Изд. 2-е. Л., «Судостроение», 1966.

52.    П ы х т е е в Г. Н. Общая и основная краевые задачи плоских струйных установившихся течений и соответствующие им нелинейные уравнения.— ПМТФ, 1966, № 1, с. 32.

53.    Седов Л. И. Плоские задачи гидродинамики и аэродинамики. М., «Наука», 1966.

54.    С и - Д и н - Ю. Некоторые аналитические аспекты динамики пузыр ь-ков.— Труды американского общества инженеров-механиков. Серия Д. 1965, № 4, т. 87, с. 157—174 (пер. с англ.).

55.    С и д о р о в О. П. Решение задачи об обтекании тела вращения. — Труды Казанского авиац. ин-та, 1958, вып. XXXVIII, с. 23—42.

56.    Смирнов В. И. Курс высшей математики. М., Гостехиздат, 1957.

57.    Т е р е н т ь е в А. Г. Плоские стационарные задачи теорий струйных и кавитационных течений. Казань—Чебоксары, Гос. университет им. И. Н. Ульянова, докторская диссертация, 1972.

58.    Терентьев А. Г. Струйное обтекание тонкого профиля ограниченным потоком.— Известия АН СССР. Механика жидкостей и газа, 197-2, №2, с. 137.

59.    Т е р е н т ь е в А. Г. К решению линейной задачи кавитационного обтекания криволинейной дуги.— Известия АН СССР. Механика жидкостей и газа, 1972, № 1, с. 34.

60.    Т р о е п о л ь с к а я О. В. Решение некоторых струйных задач гидромеханики с учетом силы тяжести. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук, Казань, 1972.

61.    Троепольская О. В. Об одной схеме кавитационного течения тяжелой жидкости.— Изв. вузов. Математика, 1963, № 6.

62.    Труды семинара по краевым задачам, 1968, вып. 5 (Казань, изд-во Казанского ун-та).

63.    Труды семинара по краевым задачам, вып. 6, 1969 (Казань, изд-во Казанского ун-та).

64.    Труды ЦАГИ им. Н. Е. Жуковского. Статьи по вопросам кавитационных течений, вып. 824, 1961.

65.    Ц е й т л и н М. Ю. Симметричное струйное обтекание пластины при наличии источника, расположенного за каверной.— Технический отчет ЦАГИ, вып. 170, 1960.

66.    Ц е й т л и н М. Ю. Исследование сопротивления эллипсоидов вращения при осесимметричном струйном обтекании.— Труды ЦАГИ, вып. 801, 1960.

67.    Ц я н Л. Ф., Г и л ь б о М. Расчет и исследование суперкавитационных крыловых профилей при гармоническом движении.— Труды Международного симпозиума в Ленинграде. М., «Наука», 1973.

68.    Ф е д я е в с к и й К. К., В о й т к у н с к и й Я. И., Фаддеев Ю. И. Гидромеханика. Л., «Судостроение», 1968.

69.    Ш а л л а р ь А, В. Исследование нестационарных гидродинамических характеристик суперкавитирующих и вентилируемых подводных крыльев. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Л., ЦНИИ им. Крылова,

1970.

70.    Ш а л л а р ь А. В. Подъемная сила и момент на суперкавитационных и вентилируемых подводных крыльях в волновом потоке.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1971, вып. 266.

71.    Элл ер А. О. Определение параметров бесконечной системы искусственных каверн, расположенных друг за другом на нижней стороне неограниченной горизонтальной плоскости.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258.

72.    Э п ш т е й н Л. А. Определение количества газа, необходимого для поддержания каверны за телом, движущимся горизонтально при небольших числах Фруда.— Труды ЦАГИ, 1961, вып. 824.

73.    Э п ш т е й н Л. А. Течение около тел вращения при малых числах кавитации.— Труды ЦАГИ, 1961, вып. 817.

74.    А с о s t a A. J. The Effect of Longitudinal Gravitational Field on the Supercavitating Flow Over a Wedge.— «Trans. ASME», 1961, vol. 83, Series, E, pp. 188—192.

75.    Brennen Christopher. A numerical Solution of axisymmetrie cavity flows.— «Journal. Fluid Mech.», 1969, vol. 37, part 4, pp. 671—668.

76.    С a m p b e 1 1 I. J.f Hilborne D. V. Air Entrainment Behind Artificially. Inflated Cavities.— Second Symposium an Cavitation on Naval Hydro-dymanics. Wachington, 1958.

77.    Cumberbatch E. Cavitating Flow past a Large Aspect — Ratio Hydrofoil.— «Journal of Ship Research», 1961, March, vol. 4, N 4.

78.    Cumberbatch E. Accelerating, Supercavitating Flow Past a thin two-dimensional Wedge.— «Journal of Ship Research», 1961, June.

79.    G e u r s t J. A. and Verbrush P. J. A note on camber effects of a partially cavitated Hydrofoil.— Int. Shipbuilding Progress», 1952, Sept., vol. 6, N61.

80.    G e u r s t J. A. Linearized theory for partially Cavitated Hydrofoils.— «Int. Shipbuilding Progress», 1959, Aug., vol. 6, N 60.

81.    G i 1 b a r g B. D. Jets andCavites.— «Handbuch der Physic», 1960, B.IX.

82.    Kermeen R. W. Experimental invistigation of three-dimensional effect on cavitating hydrofoils.— «Engineering Division», 1960, Sept., Rep. 47 (California, Institute of Technology).

83.    К i m Jong H. The Wall Effect for Unsteady, Choked Supercavitating Flow.— «Journal of Ship Research», 1972, December, vol. 16, N 4.

84.    Klose J., Acosta A. J. Some new measurements on the drag of cavitating disks.— «Journal of Ship Research», 1965, Sept., vol. 9, N 2.

85.    L a г о с к В. E. and Street R. L. A Riemann-Hilbert Problem for Nonlinear Fully Cavitating Flow. — «Journal of Ship Research», 1965, vol. 9, N 3.

86.    L a г о с к В. E. and Street R. L. A Nonlinear Solution for a Fully Cavitating Hydrofoil. Eenaath a Free Surface. — «Journal of Ship Research», 1967, June, vol. 11, N 2.

87.    L e n a u Ch. W., Street R. L. A non-linear theory for symmetric, supercavitating flow in a gravity field.— «Journal of Fluid Mechanics», 1965, 21, pt. 2, pp. 257—280.

88.    L u u T. S., О f f e r B., Tsen L. F. Etude theorique et experimental des hydropteres, cent’iles, d’envergure finie munis d’un mat.—Bull, de ГА.Т.М.А, Paris, 1968.

89.    Meijer М. C. Some experiments of Partly Cavitating Hydrofoils.— «Int. Shipbuilding Progress», 1958, Aug., vol. 6, N 60.

90. M i 1 t о n Marlin. Unsteady lift and moment of fully cavitating Hydrofoils at zero cavitation number. — «Journal of Ship Research», 1962, 6, N 1.

91.    Nishijama T. Lifting-line Theory of Supercavitating Hydrofoil of Finite Span.— «Zeitschrift fur angewandte mathematik und mechanik», 1970, Band 50, Heft 11 (Akademie — Verlag GMBH, Berlin).

92.    P 1 e s s e t M. S. The Dymanics of Cavitation.— «Journal Appl. Mech.,»

1949, v. 16, N 3.

93.    P 1 e s s e t M. S., M i t с h e 1 1 T. P. On the Stability of the Spherical Shape of a Uapour Cavity in a Liquid.— «Quart, of Appl. Matem.», 1956, v. 13, N 4.

94.    Schot Steven    H. The Hydrofoil with Finite Cavity in    a    Solid—

Wall Channel.— «Journal of    Ship Research», 1971, June, vol, 15, N 2.

95.    S i 1 b e r m a n n E., Song C,S. Instability of Ventilated Cavities.— «Journal of Ship» Research, 1961, June.

96.    S о n g C. S. Two-Dimensional Supercavitating Plate Oscillating under a Free Surface.— «Iournal of Ship Research», 1965, June, vol. 9, N 1.

97.    Song C. S. Supercavitating Flat Plate with an Oscillating Flap at zero cavitation Number.— «Journal of Ship Research», 1967, March, vol. 11, N 1.

98.    S t r e e t R. L. Supercavitating flow about a slender wedge in a    transverse

gravity    field.— «Journal of    Ship Research», 1963, N 1.

99.    S t r e e t R. L. A note on gravity effects in supercavitating flow.— «Journal of Ship Research», 1965, N 4.

100.    Sulmont P., Cordonnier J. P. Ecoulement Supercavitant autour d’un profil souple Extrait, Annales, Ecole nationale superieure de mecani-que, Nantes, 1971.

101.    Tsen Li Fang, Guilbaud Michel. Influence de la pro-fondeur d’immersion sur les caracteristiques d'un profil a ventilation provoquec a lextrados.— C. R. Acad.

Sc. Paris, 1968, t. 267, p. 575—578.

102.    Tulin, Marshall P. Supercavitating Flows—Small Perturbation Theory.— «Journal of Ship Research», 1964, January, vol. 7, N 3.

103.    Van Dyke M. Perturbation methods of fluid mechanics.—Applied Mathematics and Mechanics. Academie Press, 1964, vol. 8, p. 175.

104.    W i d n a 1 1 S. E. Unstady loads on supercavitating hydrofoils of finite Span.— «Journal of Ship Research», 1966, N 9, p. 107.

105.    Woods L. C. A new relation treatment of flow with axial summetry.— Quart. Journal Mech. and Applied Meth., 1951, vol. IV, pt. 3.

106.    Wu — Th. Yac — TSU. Cavity and wake Flows.— Reprented from Annual Review of Fluid Mechanics, 1972, vol. 4.

107.    Armstrong А. Н., Dunhau J. Н. Axisymmetric cavity flow.— Rep. Arm. Res. Est. G. B., 1953, 12/53.

108.    Cox R. N., Clayden W. A. Air entrainmentat the rear of a steady cavity.— Cavitation in Hydrodynamics, London, 1956.

109.    Fisher J. W. The drag on a circular plate generating a cavity in water.— Underwater Ballistics Commun, 1944,

110.    Meyer М. C. Some Experiments of Partly Cavitation Hydrofoils.— Int. Shipb. Progress, 1959, vol. 6, N 60.

111.    O'Neill. Flow around Bodies with attached open cavities.— Hydrodynamics Laboratory Report. NE—24.7.— Institute of Technology, California, 1954.

112.    P 1 e s s e t M. S., S h a f f e r P. A. Cavity drad.— «Journal of Applied Physics», 1948, vol. 19.

113.    R e i с h a r d t H. The Laws of Cavitation Bubbles at Axially Symmetric Bodies in a Flow.— Map Reports and Translations, 1946, N 766, (Washington).

114.    R e i с h a r d H. The physical laws governing the cavitation bubbles produud behind solids of revolution in a fluid flow.— The Institute of Hyg. Res. Gottingen, 1945, Rep. UM 6628.

115.    Rogdestwensky V. V., К h 1 у np i n A. I. Experimental study of the Gas Velocity Profile the Ventilated Cavity. — Twelfth International Towing Tank conference, Rome, 1969.

116.    Rouse H., McNown. Cavitation and pressure distribution head-forms at zero angles of yaw.— Bull. St. Univ. JOWA, Studies Engineernig, N 32.

117.    T r i 1 1 i n g L. The Collapse and Rebound of a Gas Bubble.— Journal of Applied Physics, 1952, vol. 23, N 1.

118.    T. Y. W u. A note of the Linear and Nonlinear Theories for fully cavitated Hydrofoil.—California Institute of Technology, Hydrodynamics Laboratory, Report, N 21—22, 1956.

119.    Т. V. W u. A. Simple Method for Calculating the Drag in the Linear Theories of Cavity Flows.— California Institute of Technology, Engineering Division, Report N 85—5, 1957.

8    ИНТЕНСИФИКАЦИЯ

ПРИТОКА ФЛЮИДА г л а в а    ИЗ ПЛАСТА В СКВАЖИНУ

К наиболее действенным методам интенсификации притока флюидов из пласта относят кислотные обработки и гидроразрыв пласта.

8.1. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА

Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах в период освоения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно соляно- (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10 — 30 % HCl) и смесь соляной (10—15 % HCl) и плавиковой (l —5 % HF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62 — 73-мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислотовозом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессо-вываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор рассмотрим с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1 м3 различных кислот растворяет: 15%-ной HC1 — 200 кг известняка СаСО3 или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89 % SiO2, 3 % карбонатов и 7 % глин; 4%-ной HF — 48 кг каолина; 10%-ной HC1 + 1%-ной HF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки СКР применить ГКР, то 1 м3 10%-ной HC1 + 1%-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5 % — до 66 кг.

Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород — водорастворимые соли CaC12, MgC12, газ СО2, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO3) — хлорное железо FeC13, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)3, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С — осадок гипса;

с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах — соответствующие соли.

Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются: с кварцем — газоподобный SiF4, а после снижения кислотности — гель кремневой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF4; с кварцем и алюминием — параллельно с SiF4 образуется гексафторокремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6 и ^SiFu выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше.

Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12 % HC1 + 3 HF) применяют смесь (16 % HC1 + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NH+ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной ^SiFu + 24%-ной HC1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью Ск = 2+9 % излишком СКР (10—15 % HC1) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемости сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: ks = 0,8СК. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2 — 7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, активной поверхности породы, контактирующей с кислотой, и гидродинамических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях рост расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, избрать рецептуру и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического состава пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

Типичный КР состоит из активной части (HC1, HC1 + + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (Ск >

> 3 %) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15 % HC1, а при Гпл > 100 °С — иногда и 30 % HC1. Для обработки песчаноглинистых пород (Ск > 3 %) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10 — 15 % HC1, а за ней — ГКР 1—5 % HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при Ск = 3 % его можно записать как 1:1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород За-476 падной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе разделения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Кт к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С достаточно обеспечить значение K т к= 20. Если температура 15%-ной HCl во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора "Север-1" уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации HCl. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять для Т < 110 °С, С0 < 22 % HCl с Кт к = 23; ингибитор В2 - для Т < 100 °С, С0 < 36 % HCl с Кт к = 260; ингибитор ПБ-5 - для Т < 100 °С, ё0 < 22 % HCl с Кт к = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5 — 1 %.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe3+ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe3+, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты до Т < 60 °С; для 0,5-ной лимонной кислоты до Т < 90 °С; для 0,65%-ной КРАСТ до Т < 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм2.

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофо-бизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3 — 0,5 %. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3 — 0,5 % неиногенных ПАВ, которые гидрофобизи-руют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м3/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м3/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30 — 60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м3 КР и только иногда 24 м3 и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в пласт. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов с Ск < 10 % используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С0, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 С0. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С0 и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны — узкая с 0 < С < С0 и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30 — 50 % объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т.п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20 — 30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.

8.1.1. СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15 % HCl, нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С17 — С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5 %. Период стабильности эмульсий составляет обычно fCTil6 = 20+120 мин при ?пл = 160+100 °С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка — это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карботнат-ных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной HCl выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют, как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемом 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется, как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т.д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока КР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.

Ограничением применения процесса является > 85 °C или содержание хлоридов в пластовых водах более 5 %, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5 % ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от

1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО, данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота — это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если ступень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы.

8.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

8.2.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые продуктивные пласты, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта с созданием более протяженных трещин производится в пластах с проницаемостью менее 50-10—3 мкм2.

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости из поверхности, становится больше местного горного давления. Заметим, что образование новых трещин характеризуется резким снижением давления в устье скважины на 3 — 7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться как минимум в 3 — 4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком.

Трещины ГРП в неглубоких (до 900 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких — вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т.е. наименьшее горное давление.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5 — 10 т песка при концентрации 50 — 200 кг/м3) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной.

С увеличением количества расклинивающего материала (песка) до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100 — 150 м в длину при ширине 10 — 20 мм.

Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м3), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300 — 800 кг/м3 в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6 — 20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после ГГРП обычно составляет 1,5 — 3 г.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм2 применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50 %.

При мощных (глубокопроникающих) ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья).

Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и ГГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50 — 100 м) трещины небольшой ширины (3 — 5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при ГГРП гелями). При этом практически не возникают ситуации выпадания закрепляющего агента или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого. После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями. В утвержденном Минтопэнерго РОР (1977 г.) установлены некоторые требования к расклинивающему материалу и жидкостям гидроразрыва.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982 — 84, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02 — 92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565 — 91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем, методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГГРП.

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме того, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) обеспечивать формирование трещин большой протяженности при минимальных затратах;

2)    обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и рав-484 номерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3)    обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4)    не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5)    обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6)    легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7)    обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают арматурой, например 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м3 либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м3) общей вместимостью 100 — 300 м3. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком, направляются на выход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шабло-нируют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и опрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва, которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м3/сут, вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000 — 3000 м3/сут). Далее нагнетают жидкость-песконоситель, обычно концентрацией Сп песка 50 — 200 кг/м3. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. После поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями.

Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий (расклинивающий) агент (кварцевый песок) в количестве 0п с = 10+20 т, фракции 0,6—1 мм, жидкость разрыва пласта (Ур = 10+30 м3), жидкость-песконоситель (Уп = 100+300 м3), жидкость для продавливания в пласт (Упр) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепления, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместной с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместной с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и недорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1 —

0,3 % поверхностно-активных веществ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ).

Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (С.В. Константинов) применяют неньютоновские жидкости с динамической вязкостью 50 — 200 мПа-с при скорости сдвига 650—1100 с-1. Также б. ВНИИКРнефтью предложена рецептура на водной основе, содержащая 1 — 2,5 % КМЦ, 1-3 % хроматов, 0,2 — 0,7 % лигносульфата, 0,75 — 2,1 % соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60—150 °С. Новые типы песконосителей разработаны на Украине. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3 % ПАВ.

Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50 — 70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП являются темп и объем закачки, устьевое давление, концентрацию расклинивающего материала (песка, пропана) в суспензию.

8.2.2. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРОЦЕССА ГРП

При проектировании и для интерпретации результатов обработки призабойной зоны большой мощности на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в продуктивные пласты.

При исследованиях изменения профилей приемистости сводовых скважин Долинских месторождений с изменением давления нагнетания установлено, что с увеличением давления и расхода нагнетаемой жидкости происходит увеличение о х -вата разреза заводнением за счет увеличения эффективной мощности (расширения интервалов поглощения) и вследствие включения в работу новых интервалов. Подобное следует, очевидно, ожидать и при закачке кислоты с высокими расходами, поэтому с целью увеличения охвата разреза кислотным воздействием надо стремиться увеличивать расход и давление.

Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кривые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кислотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2 — 4) часов, представляет интерес установление промежутка времени, достаточного для получения в рассматриваемых условиях квазиустановившего-ся режима поглощения.

Многочисленные исследования приемистости в Предкарпа-тье показали, что при расходе 225 м3/сут это время обычно не превышает 8—15 мин, а с увеличением расхода в 2 — 4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закачки жидкости в скважины. Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах обычно невысок.

Многократное, в 6—10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19 — 21 МПа по сравне-

Рис. 8.1.    Индикаторные

кривые ГРП:


I, II, III — режимы, при которых    производилась

закачка песка в пласт; Ар — репрессия на пласт при ГРП; q — расход жидкости; 1 — скв. 604Д; 2 — скв. 270Д; 3 — скв. 203Д

нию с приемистостью при давлениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин.

Изменение приемистости скважин при высоких расходах можно проследить по индикаторным кривым ГРП, характерным для местных условий (рис. 8.1 и 8.2), которые анализировали по данным 15 ГРП (Долинское месторождение, Украина).

Анализ индикаторных кривых ГРП (кривые давление — расход) показывает, что изменение забойного давления происходит по-разному. В одних случаях на протяжении всего ГРП наблюдается только рост давления (см. рис. 8.1, кривая

1), а в других — его снижение. Снижение давления иногда происходит медленно (см. рис. 8.1, кривые 2, 3; см. рис. 8.2, кривая 2), а в некоторых случаях очень быстро, скачком (см. рис. 8.2, кривые 1, 3, 4).

Параметром, с помощью которого управляют процессом ГРП, в рассмотренных случаях являлся расход. В связи с этим индикаторные кривые разделяют на несколько областей, соответствующих определенным диапазонам расхода.

При изменении расхода в пределах первого диапазона (см. рис. 8.1, 8.2, интервал 0 —Л) происходит рост забойного дав-

q, м3/сут

О 400    1200    2000    2800

Ар, МПа

Рис. 8.2. Индикаторные кривые ГРП:

I, II, III, IV — режимы, при которых производилась закачка песка в пласт; Ар — репрессия на пласт при ГРП; q — расход жидкости; 1, 2 — скв. 505Д; 3 — скв. 549Д; 4 — скв. 282Д

ления до значения, достаточного для раскрытия естественных трещин. На графиках этот участок кривой по причинам, в ы -званным масштабом, показан условно прямым. Во втором диапазоне расхода (интервал А —Б) дальнейшее его увеличение вызывает пропорциональный рост давления. В этом диапазоне раскрытия новых трещин и развития существенных, по-видимому, не происходит. Поэтому давление в точке А близко к давлению, при котором заканчивается процесс открытия естественных трещин.

Индикаторные кривые (Ю.Д. Качмар, Р. С. Яремийчук), на которых наблюдается рост давления на протяжении всего ГРП, получены по большинству процессов, особенно (73 %) в скважинах, эксплуатирующих менилитовые и манявские отложения. В этих процессах среднее количество песка на одну операцию наибольшее, средний расход также высок по сравнению с другими типами процессов. Имелись случаи, когда в скважины закачивали 7—17 т песка (см. рис. 8.1, кривая 1) без заметного повышения давления на устье, что возможно только при наличии очень развитой системы естественных трещин большой емкости. В то же время, несмотря на закачку столь больших объемов песка, показатели эффективности этих процессов очень низкие. По-видимому, это вызвано тем, что стенки трещин закупорены битумом и минеральным заполнителем или раскрывались в аргиллитах и поэтому малопроницаемы. Все это очень усложняет выбор эффективных методов интенсификации по названным залежам.

В ряде случаев на индикаторных кривых за участком кривой А —Б наблюдается медленное снижение давления. Это отмечается при постоянном расходе без закачки песка (см. рис. 8.1, кривая 2; см. рис. 8.2, кривая 2), а также при наращивании расхода (см. рис. 8.1, кривая 3). Начало снижения давления наблюдалось, например, по скв. 270Д на 40-й мин от начала процесса после закачки в пласт 60 м3 воды и 2 т песка при концентрации песка около 30 кг/м3 и расходе воды 1800 м3/сут. Снижение давления происходило в течение 50 мин. По скв. 203Д снижение давления началось на 30-й мин от начала ГРП после закачки 30 м3 воды без песка. В конце этого процесса в пласт было закачано 1,7 т песка при расходе 2050 м3/сут и значительно меньшем давлении. Медленное снижение давления происходило в шести операциях ГРП, из них в четырех после закачки 1,2 —2,0 т песка и в двух во время закачки воды. Медленное снижение давления происходило после закачки в пласт больших объемов жидкости, преимущественно с песком, и при значительных расходах. Причиной этого, по-видимому, являются размыв и унос из уже открытых при данных давлениях трещин загрязняющего материала и их абразивная очистка. Одновременно происходит и закрепление трещин, что повышает эффективность процессов.

Так как достоверность выводов об ориентации трещин на основе геофизических измерений недостаточна и проведение непосредственных измерений для оценки ориентации трещин в конкретных условиях невозможно, применяют косвенные методы. При этом необходимо учитывать следующее:

изменение давления раскрытия трещин с изменением пластового давления или сдвиг индикаторных кривых по методике Ю.П. Желтова;

характер изменения давления при развитии трещин с увеличивающимся или постоянным расходом;

сведения о форме структуры, условиях ее образования, характере нарушений, трещиноватости пород;

исследование давления раскрытия трещин, оценка горного давления.

Оценка размеров вертикальных трещин, раскрывающихся при ГРП, с использованием фильтрующихся жидкостей, про-давливания и кислотной обработки скважины выполнена по теории А.С. Христиановича и Г.И. Баренблата.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

о


Вызов притока нефти или газа в скважину возможен лишь при условии, если рплрз + рдоп, где рпл - пластовое давление; рз - забойное давление; Рдоп - дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, которые встречает жидкость или газ, перемещаясь к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения (загрязнение призабойной зоны).

Если в скважине имеется столб жидкости плотностью р и высотой Н, то приведенное выше неравенство можно записать в таком виде:

!пл > рдН + !д.    (8.1)

Пластовое давление - параметр, остающийся без изменения в процессе освоения скважины. Таким образом, чтобы удовлетворить неравенство, могут изменяться р, Н, рдоп.

Допустимое значение депрессии на пласт при вызове притока выбирают с учетом прочности цементной оболочки, определяют по формуле

Ар < Рпл - (р'пл - ah),    (8.2)

где рпл - давление в продуктивном пласте, МПа; р’ил - давление в водоносном горизонте либо в водно-нефтяном контакте (ВНК), МПа; h - высота качественной цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом, м; а - допустимый градиент давления на цементную оболочку за обсадной колонной, МПа (не более 2,5).

Колебание давления в эксплуатационной колонне зависит от сминающих давлений, заложенных в проекте сооружения скважины, на практике проверяется по данным конструкции эксплуатационной колонны.

Допустимая депрессия, исходя из условий устойчивости призабойной зоны пласта, обеспечивается при выполнении следующего соотношения:

Ар <    - k(pг - рпл),    (8.3)

где осж - предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения п ри насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; р г - вертикальное горное давление, МПа; k - коэффициент бокового распора.

Горное давление определяется средней плотностью верхних пород рср с учетом жидкости, содержащейся в них, и глубины залежей пласта: где Н - глубина залежей пласта, м; рср = 2300 - 2500 кг/м3.

Коэффициент бокового распора определяют при помощи коэффициента Пуассона V (табл. 8.1):

k = v/(1 - v).    (8.5)

Формула (8.3)    -    приближенная,    точность    определения    осж    невысока,

так же как и определение    V    и Е,    поэтому    значение    депрессии    целесообразно

проверять экспериментально для каждого месторождения.

Значение допустимой депрессии на основе условий избежания смыкания трещин (для трещиноватых коллекторов) определяют по формуле

Др а 2 ,    (8.6)

4l(1-v2)

где 5 - раскрытие трещин, мм; l - длина трещин, мм; Е - модуль упругости породы пласта, МПа.

Минимальная депрессия на пласт должна также обеспечивать перепад давления, необходимый для преодоления сопротивления движению жидкости в призабойной зоне:

Др а Рд,    (8.7)

где Рдоп = 2-5 МПа.

Чтобы предотвратить выделение газа в призабойной зоне пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию Др ограничивают такими условиями: Др = Рпл - 0,6рнас.г, при обводненности продукции более 3 % и для остальных случаев

Др = Рпл - Рнас.г,    (8.8)

где рнасг - давление насыщения нефти газом.

Известно около 20 технологических процессов вызова притока из пласта. Рассмотрим основные из них.

Методы освоения скважин и вызова жидкости или газа из пласта в скважину, которые применяют в промышленной практике, базируются на трех способах снижения противодавления на пласт: уменьшении плотности жидкости, которая заполняет скважину; снижении уровня жидкости в скважине или забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.

Приток жидкости из пласта начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине становится меньше пластового давления, т.е. при создании депрессии на пласт.

Т а б л и ц а 8.1

Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород

Порода

V

Е ¦ 10-4

Глины пластичные Глины плотные Сланцы глинистые Известняки Песчаники Сланцы песчаные Гранит

0,38-0,45

0,25-0,35

0,10-0,20

0,28-0,33

0,30-0,35

0,16-0,25

0,26-0,29

6-10

3-7

2,4-3,0

6,6

8.2. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Для вызова притока из пласта путем замещения в эксплуатационной колонне жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затруб-ное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После того, как жидкость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное давление. Когда давление на забое становится меньше пластового давления, т.е. создается депрессия на пласт, становится возможным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если продуктивный горизонт образован трещинными породами, то замещение жидкостей в скважине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.

Максимальное значение давления на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью достигает забоя:

руст т.ж    рл.ж)дН + Дрз.п + Дрк

(8.9)


где ртж, рлж - плотность соответственно тяжелой и легкой жидкости; Н -длина колонны труб; Дрз п, Дрк - потери давления соответственно в затруб-ном пространстве и в колонне труб (определяют из справочных таблиц либо по специальной методике).

Значение давления руст не должно превышать значения давления опрессовки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определении продуктивности насосных агрегатов, поскольку потери давления Дрз.п и Дрк непосредственно зависят от расхода жидкости в системе циркуляции скважины.

Значение пластового давления сравняется со значением давления на забое при определенном соотношении длины столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:

рпл [рл.ж^л.ж + (^пл    ^л.жт.ж + Дрз.п + Дрк

(8.10)


где Ал ж - высота столба легкой жидкости в скважине; кил - глубина эксплуатационного горизонта, на которой давление равно пластовому.

Объем жидкости, которой необходимо заполнить скважину, чтобы значение давлений на забое выравнялось, определяют по формуле

+ Рпл - ДР.

g


(8.11)

р т.ж р л.ж

где S - площадь сечения межтрубного пространства; SEKI - площадь сечения внутренней полости НКТ.

Если объем легкой жидкости, которой заполняют трубное пространство, будет больше объема, определенного по формуле (8.11), то возникает депрессия на пласт, что может спровоцировать приток пластового флюида. Нагнетание легкой жидкости в скважину прекращают, если скорость выхода жидкости из НКТ на устье возрастает, а давление в межколонном пространстве на устье уменьшается, т.е. начинается приток жидкости из продуктивного пласта.

8.3. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ И МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Для расчетов технологического процесса освоения скважины необходимо определить потери давления на трение не только в трубах круглого сечения, но и в кольцевом пространстве при движении как ньютоновских, так и неньютоновских вязкопластичных жидкостей при ламинарном (структурном) и турбулентном режимах.

Эти потери принимают во внимание при расчетах технологических процессов замещения в скважине жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью, при гидропескоструйной перфорации, гидроразрыве пластов, создании мгновенных депрессий с помощью струйных аппаратов и т.п.

8.3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ

Для расчета потерь давления при движении глинистого раствора используют лабораторные данные определения пластичной вязкости п и предельного динамического напряжения сдвига т0 либо рассчитывают их по приближенным формулам Филатова:

П = 0,033 • 10-3рр - 0,022;    (8.12)

т0 = 8,5 • 10-3рр - 7,    (8.13)

где рр - плотность глинистого раствора, кг/м3.

Критическую скорость движения глинистого раствора в трубе, при которой проходит замена режима, определяют по формуле

25^/т / р р.    (8.14)

Ю кр


Фактическая средняя скорость движения жидкости в НКТ

ю = -4Q-,    (8.15)

nD^

где Dx - внутренний диаметр трубы; Q - расход глинистого раствора в трубах.

При ю < юкр существует ламинарный режим движения глинистого раствора; при ю > юкр - турбулентный.

Потери давления во время движения в трубе глинистого раствора для ламинарного режима определяют по формуле

Ар =    ,    (8.16)

р р т Dx

где Н - длина колонны труб; вт - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина.

Параметр Сен-Венана-Ильюшина записывают в виде

Sen = ^°Dr.    (8.17)

пю

рт

/

о

г —

1    2    3    5    7    10    20    40    60 80100 200    400    600    1000    Sen

Рис. 8.1. Зависимость коэффициента вт от параметра Сен-Венана - Ильюшина:

1, 2 - круглое и кольцевое сечение соответственно

После определения параметра Sen при помощи графика (рис. 8.1) находим коэффициент вт.

При турбулентном режиме движения глинистого раствора потери давления на трение определяют по формуле

Артр = 0,012ррИш2 / Д5.    (8.18)

Потери давления при движении воды    рассчитывают по    уравнению Дар

си - Вейсбаха:

Ар т.в = 0,81XHQ 2р,/ Д5,    (8.19)

где X - коэффициент гидравлического    сопротивления трения;    рв    -    плотность

воды, кг/м3.

Для определения коэффициента X предварительно рассчитывают число Рейнольдса:

Re = шДрв / цв,    (8.20)

где цв - вязкость воды.

Значение X при числе Рейнольдса Re < 100 000 находят по формуле Блазиуса:

/4/Re.    (8.21)

X = 0,3164


Если Re > 100 000, то коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывают по формуле Кольбрука:

X = 1/(1,8lgRe - 1,52)2,    (8.22)

либо по уравнению Филоненко:

X = 1/(1,8lgRe - 1,64)2.    (8.23)

Потери давления при движении глинистого раствора и воды в трубах в условиях ламинарного и турбулентного потоков являются суммой потерь давления во время движения глинистого раствора и воды.

8.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Средняя фактическая скорость движения жидкости в кольцевом пространстве

40    (8.24)

ш = ¦


n(D, - О

где D, и й,н - внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр колонны НКТ.

Критическая скорость глинистого раствора в кольцевом пространстве ш =—S—,    (8.25)

кр Pp(DB - d^)

где Re^ - критическое число Рейнольдса, которое характеризует изменение режима потока глинистого раствора.

Критическое число Рейнольдса во    время движения глинистого раствора

Иекр = 2100 + 7,3 Не0'58,    (8.26)

где Не = Re-Sen - параметр Хедстрема.

Параметр Сен-Венана - Ильюшина для кольцевого пространства запишем в виде

SenK п = т°(D - а,н).    (8.27)

Пш

Фактический параметр Рейнольдса во время движения глинистого раствора для кольцевого пространства определяют так:

Re = шв- <)рр.    (8.28)

п

Если Re < Reкр, то режим течения - ламинарный (структурный), а при Re > Re^ - турбулентный.

Потери давления на трение во время движения глинистого раствора при ламинарном режиме

ДРк.п.р = , DоН,)    •    (8.29)

в I(DB ^вн)

При турбулентном режиме потери давления на трение ДРк.п.р = °’В12ррИш2.    (8.30)

DB ^вн

Потери давления в процессе движения воды в затрубном пространстве

ДРк.п.в = ,r2dB).    (8.31)

2(DB ^вн)

Фактический параметр Рейнольдса во время движения ньютоновской жидкости (воды)

Re = m(DB rfBH)pB.    (8.32)

и в

Коэффициент гидравлического сопротивления X при движении воды при Re < 100 000 определится по формуле Блазиуса (8.21). Если Re >

> 100 000, то коэффициент находят по формулам Кольбрука (8.22) либо Филоненко (8.23).

8.3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ НАЛИЧИИ МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ

Потери давления в кольцевом пространстве, обусловленные наличием местных сопротивлений, определяем по формуле

АрКп = °’012ррКН2,    (8.33)

D2 - d2

х-ув ^вн

где Ке - коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений,

Ке = 1 -g(DB - <н), Ке = 1 +    -    <н);    (8.34)

е    Х1т    е    Х1т

^ - коэффициент местных сопротивлений; 1т - длина трубы, м.

Коэффициент местных сопротивлений находим по уравнению

2

+ П 2 d2 .

| = j П й,н -1| ,    (8.35)

где йън - внешний диаметр муфтовых соединений.

Коэффициент гидравлического сопротивления на трение определяют по ранее приведенным формулам.

8.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования (рис. 8.2).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Нв. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство

Рис. 8.2. Вызов притока из пласта методом воздушной подушки:

а - нагнетание воздуха компрессором; • - закачивание воды на воздушную подушку насосом;

I    - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 - воздух, нагнетаемый компрессором; 4 - устьевая арматура; 5 - обратный клапан; 6 - компрессор; 7 - насосный агрегат; 8 - вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 - продуктивный пласт; 10 - воздушная подушка;

II    - вода, закачанная на воздушную подушку

на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 8.2 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Если условия вызова притока отличаются от приведенных в табл. 8.2, то используют формулу

(8.36)


H=k


H +


Нв.пР к '

5

р к+рдн в <

5 + 5 :

нкт


где kBn - эмпирический коэффициент, ^.п = 0,8; Нв - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; Нв.п - высота воздушной подушки; рк - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора)

Т а б л и ц а 8.2

Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине давлением воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды

Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м

Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа

Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м3

Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м

Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа

Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м3

400

3,5

5

1000

9,5

10

500

5,0

5

1100

12,0

10

600

6,5

5

1200

8,0

15

700

8,0

5

1300

11,0

15

800

5,5

10

1500

8,5

20

900

7,5

10

1600

10,5

20

перед нагнетанием воды; S - площадь сечения кольцевого пространства; р -плотность воды; SEKI - площадь проходного сечения колонны НКТ.

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости Ув и площадью внутреннего сечения колонны S:

Ив = V/S.    (8.37)

Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды:

Ив.п >    (8.38)

> Еж.

L в.п >

рд

Для того, чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, продуктивность насоса во время нагнетания воды должна удовлетворять следующему условию:

Qв > S[<aU,    (8.39)

где [ro]min - минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве, [ro]min =

= 0,4 м/с.

Если необходимая глубина снижения уровня воды в скважине известна, то соотношение между значениями Нв и Нв.п можно определить по формулам

Ив.п=(1+^pHjf    - Ив /;    (8.40)

B + IB2 + 4р дС

И = i-р—.    (8.41)

! д

Коэффициенты В и С, которые входят в уравнение (9.41), определяют по фо!мулам

B = ррдС5~ + ^)Ивк,    (8.42)

kв.пS

с = + SkSsL_ Ив.п I Рк.    (8.43)

( kв.пS    )

8.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. Перед пуском в скважину на колонне НКТ размещают в предварительно рассчитанных местах специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из затрубного пространства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном.

В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, при помощи канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана.

Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости.

Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана

(8.44)

где Нст - расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; ркомп - давление на выходе компрессора, Па; рг - плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м3; рат - атмосферное давление, Па; AL - разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Если клапан и распределение сред пребывают на одном уровне, то давления в затрубном пространстве и НКТ будут одинаковыми, вследствие чего воздух не будет проходить через клапан.

Второй сверху клапан размещают на глубине

L2 = L1 +

(8.45)


AL.


р комп

Формулу (8.45) используют также для определения глубины размещения следующего клапана. Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий притоку в скважину, может быть заданным непосредственно либо через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

H = рпл-Ар,    (8.46)

Рр 9

где рпл - пластовое давление; Ар - депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

8.6. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫЗОВА ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 8.3) - сопло (рабочая насадка) и приемная камера с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление (Q смешивается с инжектированным потоком QH, и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешивания fc и рабочей насадки f меньше четырех (fc/f < 4).

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рис. 8.4). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. “Всасывающая” линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

В процессе расчета режима работы струйного аппарата используем его безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса:

(8.47)

где Дрс - разница давлений смешанного и инжектированного потоков; Др р -разница давлений рабочего и инжектированного потоков; fv, fH, fc - площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения; рр, ри, рс - плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков; U - коэффициент инжекции.

Соотношение перепадов давлений Дрс/Дрр называют относительным напором струйного аппарата:

Рис. 8.4. Схема размещения струйного аппарата в скважине:

_ДРс_ = Р с - Р и


(8.48)


Дрр р - р

р и

Рис. 8.3. Схема струйного аппарата:

1 - рабочая насадка; 2 - приемная камера с диффузором

-Ч



1 - бурильная колонна; 2 - рабочая насадка; 3 - приемная камера с диффузором; 4 - затрубное пространство; 5 - всасывающая линия

где рс, ри, рс - статическое давление соответственно смешанного, инжектированного и рабочего потоков.

Коэффициент инжекции определяют из выражения

U = QH/Qp.    (8.49)

Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффициента инжекции.

Значение статических давлений рассчитывают по уравнениям

Рр = Рж.р + Ра - Ар*,    (8.50)

Рс = Рж.с + Ар",    (8.51)

где рж.р, рж.с - давление (гидростатическое) столба рабочей и смешанной жидкости,

Рж.р Рр@Н; Рж.с Рс^,    (8.52)

Ра - давление в выкидной линии поверхностного насоса; Ар*, Ар** - потери давления соответственно в колонне труб и в затрубном пространстве; Н -глубина размещения струйного аппарата в скважине.

Значение рЁ - рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горно-техническими требованиями (недопустимость перетока воды из ближайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны).

Решая систему уравнений (8.48), (8.50), (8.52), получаем выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необходимого для того, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

р. - р+ °р -р,.р + Ар. V , ,    (8.53)

8.7. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ Задача 8.1

Определить максимальное значение давления на устье скважины в процессе вызова притока из продуктивного пласта методом замещения жидкости. Плотность бурового раствора 1250 кг/м3; плотность воды 1000 кг/м3; длина колонны труб 1410 м; потери давления: в колонне труб - 1,5 МПа; в затрубном пространстве - 0,9 МПа.

Решение

Максимальное значение давления на устье скважины находим по формуле (9.9):

Определить объем жидкости, которую необходимо закачать в скважину (в процессе вызова притока по методу замещения жидкости) для создания депрессии на пласт. Глубина скважины 2130 м, диаметр (внутренний) эксплуатационной колонны 150 мм. Колонна НКТ имеет внешний диаметр 73 мм, внутренний - 62 мм, длину 2100 м. Среднее пластовое давление составляет 28 МПа. Потери давления в колонне труб 1,65 МПа, в затрубном пространстве 12 МПа. Плотность легкой жидкости 830 кг/м3, плотность бурового раствора 1120 кг/м3.

Решение

Объем жидкости, которую необходимо подать в скважину, чтобы значения давлений на забое выравнялись, находим по формуле (9.11):

тя.-т6 1 «^.-rn6 1 тип6

—— 2130-1120

у = 314,0,152 - 0,0732/ 2100 + ^0,0622-981- = 30,62 м3.

лж 4 V    >    4    1120 - 830

Если объем жидкости, закачанной в скважину, превышает полученное значение, значит, создается депрессия на пласт и можно вызвать приток из пласта.

Задача 8.3

Рассчитать потери давления на трение в трубе круглого сечения при замене вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) ньютоновской жидкостью (водой) для таких исходных данных: длина насосно-компрессорных труб 4000 м; средний внутренний диаметр трубы 0,059 м; плотность глинистого раствора 1600 кг/м3; вязкость воды 0,001 Па - с; объемный расход воды: Q1 = = 0,004 м3/с; Q2 = 0,012 м3/с.

Решение

1. Пластическую вязкость бурового раствора определяем по формуле (8.12):

П = 0,033 - 10-3 - 1600 - 0,022 = 0,0308 Па-с.

2. Предельное динамическое напряжение сдвига глинистого раствора находим по формуле (8.13):

т0 = 8,5 - 10-3 - 1600 - 7 = 6,6 Па.

3. Критическая скорость движения глинистого раствора в трубе [см. (8.14)]:

юкр = 25 -^/6,6/1600 = 1,606 м/с.

4. Фактическая средняя скорость движения жидкости в насоснокомпрессорных трубах [см. (8.15)]:

3    4    -    0    004

Q1 = 0,004 м3/с, ю1 =-,-= 1,463 м/с;

3,14 - 0,0592

Q2 = 0,012 м3/ с, ю 2 = 4-°’012 = 4,389 м/с;

3,14-0,0592

Расходу жидкости Q1 соответствует ламинарный режим движения, а расходу Q2 - турбулентный.

5.    Параметр Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.17)]

Sen , = 6,6 - 0059 = 8,641. п1    0,0308-1,463

6. Коэффициент, который зависит от параметра Сен-Венана - Ильюшина (см. рис. 9.1): вт1 = 0,39.

7. Потери давления в трубе для ламинарного режима движения жидкости [см. (9.16)]

А    4-6,6-0,059    , гоп л/гтт

Д»    =—:—:-=    4,589    МПа.

0,39-0,059

8. Потери давления в трубе для турбулентного режима движения [см. (8.18)]

.    0,012-1600-4000-4,3892 0г по лжтг

Др^ = --:-= 25,08 МПа.

0,059

9. Фактическое число Рейнольдса в процессе движения воды [см. (8.20)]

Re =1463-о,059-1000 = 86 321,

0,001

Re = 4,389-о,059-1000 = 258 964.

0,001

10. Коэффициент гидравлического сопротивления Х1 [см. (8.21)]

Х1 = 0'3164 = 0,018.

486 321

11. Коэфффициент гидравлического сопротивления Х2 [см. (8.22)]

Х1 =-1-= 0,015.

(1,8lg 258 964 -1,52) 2

12. Потери давления в трубах в процессе движения воды [см. (8.19)]

Дртв1 = 081-0018-4000-0.0042-1000 =1,388 МПа,

0,0595

Дртв2 = 0'81-0'015-4000-0'0122-1000 =10,01 МПа.

0,0595

13. Суммарные потери давления

Дрт1 = 4,589 + 1,388 = 5,977 МПа; Дрт2 = 25,08 + 10,01 = 35,09 МПа.

Рассмотрим результаты расчетов потерь давления в колонне НКТ (при постоянных значениях п = 0,0308 Па - с; т0 = 6,6 Па; юкр = 1,606 м/с).

X......................................................................0,018    0,015

Арт,, МПа................................................1,388    10,010

Ар, МПа..................................................5,977    35,090

Таким образом, увеличение втрое расхода жидкости (от 0,004 до 0,012 м3/с) обусловливает возрастание потерь давления на трение в 5,87 раз (от 5,977 до 35,09 МПа).

Задача 8.4

Рассчитать потери давления на трение при замене вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) в межтрубном пространстве, образованном колонной обсадных труб с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внешним диаметром 0,073 м. Длина колонны труб 4000 м, плотность глинистого раствора 1600 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3; вязкость 0,001 Па • с; объемные расходы жидкости Q1 = 0,003 м3/с и Q2 = 0,015 м3/с.

Решение

1. Скорость движения жидкости в затрубном пространстве [см. (8.24)]

4-0,003    п ос /    4-0,015    ,    /

Ш1  - - 0,36 м/с, Ш _ - --1,81 м/с.

3,14(0,1262 - 0,0732)    2    3,14(0,1262 - 0,0732)

2. Параметры Рейнольдса для движения глинистого раствора в кольцевом пространстве [см. (8.28)]:

R - 0,36(0,126-0073) -991,17,    R    -1,81(0,126-0,°73) -4983 38.

ж1    0,0308    ж2    0,0308

3.    Параметр Хедстрема

He=6,6-1600(0,126- 0,073) -31 269

0,03082

4.    Параметры Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.27)]

С    6,6(0,126-0,073) 0. гг С    6,6(0,126-0,073) -

Ьепкп1 - —— -1- 31,55, Ьепкп2 - —— -1- 6,27.

0,0308-0,36    0,0308-1,81

5.    Критическое число Рейнольдса [см. (8.26)]

Re^ = 2100 + 7,3 - 31 260°'58 = 5122.

6. В связи с тем, что Re^ < Re^ и Re^ < Re^, имеет место ламинарный режим движения жидкости.

7. Потери давления на трение [см. (8.29)]

А    4-6,6-4000    q 0-7-7 Л/ГТТ А    4-6,6-4000    г лПо л/гтт

Аркпж1  -:- 3,377 МПа, Аркпж2 -:- 5,693 МПа.

гкпж1    0,59(0,126 - 0,073)    f 2    0,35(0,126 - 0,073)

8.    Число Рейнольдса для воды [см. (8.32)]:

Re -0,36(0,126-0,073)1000-19 080, Re -ШШ26-0,073)1000-95 930.

0,001    0,001

В связи с тем, что Re^ = 2320 и ReB1 > Re^, Re,2 > Re^, используем формулу Блазиуса.

9.    Коэффициент гидродинамического сопротивления [см. (8.21)]:

X - 03164 -0,027, х2 - 03164 -0,018.

419 080    495 930

10. Потери давления в кольцевом пространстве во время движения воды [см. (8.31)]

д    0,027• 4000-0,362-1000    ЛДП л    0,027• 4000-0,362-1000    Л/ГТт

Дркпв1 = --1-= 0,132 МПа, Дркпв2= --¦-= 2,225 МПа.

Г 1    2(0,126 - 0,073)    '    2(0,126 - 0,073)

11. Суммарные потери давления в кольцевом пространстве Дрк.п1 = 3,377 + 0,132 = 3,509 МПа, Дрк.п2 = 5,693 + 2,225 = 7,918 МПа.

Приведем результаты расчета потерь давления в кольцевом пространст

ве.

0,003

0,01 5

0,36

5,49

991,17

4983

31,55

6,27

0,59

0,35

3,377

5,693

0,027

0,01 8

0,132

2,225

3,509

7,918


Q, м3/с......

ю, м/с........

Иеж............

^Пс.п..........

Рж.п.............

АРк.п.ж. МПа . X...............


Увеличение расхода жидкости в кольцевом пространстве в 5 раз (от

0,003 до 0,015 м3/с) вызывает возрастание потерь давления в 2,26 раза.

Задача 8.5

Рассчитать потери давления на трение в кольцевом пространстве, образованном обсадной колонной с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внешним диаметром 0,073 м. Насосно-компрессорная колонна состоит из отдельных труб длиной 8 м, соединенных муфтами с внешним диаметром 0,089 м. Длина колонны 4000 м. Межтрубное пространство заполнено буровым раствором с плотностью 1600 кг/м3. Объемный расход жидкости 0,015 и

0,003 м3/с.

Решение

1. Средняя скорость движения жидкости в кольцевом пространстве [см. (8.24)]

4-0,003    посп /    4-0,015    ,    /

-    = 0,362 м/с, ю2 =- -= 1,81 м/с.

(JJ 1 —    —    1X1    / L j (JJ 2

3,14(0,126 2 - 0,0732)    3,14(0,1262 - 0,0732)

2. Числа Рейнольдса определены в предыдущей задаче:

Иекр = 5122, Иеж1 = 991,17, Иеж2 = 4983,38.

Поскольку Иеж < Иекр, кольцевое пространство характеризуется ламинарным (структурным) режимом.

3.    Параметры Сен-Венана - Ильюшина [см. (8.27)]

С    6,6(0,126-0,073) 0. гг С    6,6(0,126-0,073) с

Ьепкп1 = —— -:-= 31,55, Ьепкп2 = —— -1-= 6,27.

0,0308-0,036    0,0308-1,81

Тогда, согласно рис. 8.1 Ркп1 = 0,59; Ркп2 = 0,35.

4. Коэффициент местных сопротивлений для глинистого раствора [см. (8.35)]

0,1262 - 0,0732 -1_'2

5. Коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений [см. (9.34)]

г л гм по 0.126 - 0,073 л пч ts л по 0.126 - 0,073    .

KF1 =1 + 0,108—¦-¦-= 1,03, KF2 =1 + 0,108•—-¦-= 1,04.

F1    ’    0,027 - 8    F2    0,018-8

В уравнении (8.34) коэффициент X определен в предыдущей задаче: X = 0,027, Х2 = 0,018.

6. Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для глинистого раствора [см. (8.29)] с учетом коэффициента Ке

.    4-6,6-4000-1,03    0 ,7г лжтт

Дркпв1 =-:-1-= 3,475 МПа,

1    0,59(0,126 - 0,073)

А    4-6,6-4000-1,04 cm л/гтт

Дркпв2 =-:-1-= 5,92 МПа.

гк 2    0,35(0,126 - 0,073)

7. Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для

воды

.    0,027-4000-0,362-1000-1,03 А , ,жтт

Дркпв1 = --:-:— = 0,136 МПа,

И    2(0,126 - 0,073)

.    0,027-4000-0,362-1000-103    ,жтт

Дркпв2 = --:--— = 2,134 МПа.

гк.п.в2    2(0,126 - 0,073)

8. Суммарные потери давления в кольцевом пространстве с учетом местных гидравлических сопротивлений:

Дркп1 = 3,475 + 0,136 = 3,611 МПа, Дркп2 = 5,92 + 2,314 = 8,234 МПа.

9.    При увеличении расхода жидкости от 0,003 до 0,005 м1/с потери давления на преодоление гидравлического сопротивления возрастают от

0,136 до 2,314 МПа.

Задача 8.6

Определить глубину снижения уровня воды в скважине в процессе вызова притока при помощи воздушной подушки и минимальную продуктивность поверхностного насоса для таких условий: внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,124 мм; колонна НКТ: внешний диаметр 73 мм; внутренний диаметр 62 мм; плотность воды 1000 кг/м3; давление воздуха в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 12 МПа; количество воды, закачанной в кольцевое пространство, 20 м3.

Решение

1.    Высота воздушной подушки в затрубном пространстве [см. (8.38)]

н = 12-106 =1223,2 м.

1000-9,81

2. Высота столба воды в затрубном пространстве над воздушной подушкой [см. (8.37)]

Нв =-—-= 2530 м.

3,14(0,1242 - 0,0732)

(    12322-12-106    )    ^ (04242 -00732)

Н-0,8|25 30 +-12322 12 10-1-^J--1791,9 м.

(    12-106 +1000-9,81-2530/ ЗД4 (0Д242 - 0,0732/ + ^140,0622

4 (    J    4

4. Минимальная продуктивность поверхностного насоса [см. (8.39)]

Q, min - 314 (0,1242 - 0,0732/ 0,4 - 0,00317 м3/с.

Задача 8.7

Определить высоту воздушной подушки при таких условиях вызова притока: объем жидкости, закачанной в кольцевое пространство, 15 м3; давление воздуха в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 10 МПа; глубина снижения уровня жидкости в скважине, необходимая для вызова притока 1250 м; плотность воды 1000 кг/м3; конструкция скважины аналогична условиям предыдущей задачи.

Решение

1. Высота столба воды над воздушной подушкой по формуле (8.37)

Нв -4-15- -1892 м.

3,14+ 0,1242 - 0,0732

2. Высота воздушной подушки согласно формуле (8.40)

(    1000 9Я1 1Я92) — (0Д242 - 0,0732/ +—0,0622

Нв.п-+1+1000-9,81-18920^_(-J4--1892-1702 м.

(    10-106    J    0,8^ (0,1242 - 0,0732.

Задача 8.8

Определить объем жидкости над воздушной подушкой, если давление на выходе компрессора после нагнетания воздуха в затрубное пространство составляет 8 МПа. Глубина снижения уровня воды в скважине 950 м. Конструкция скважины аналогична условиям предыдущей задачи.

Решение

1. Высота воздушной подушки согласно формуле (8.38)

Нвп - 8-106— - 815 мм.

1000-9,81

2.    Коэффициенты квадратного уравнения [см. (8.42) - (8.43)]

1000 - 9,81|314 ( 0,1242 - 0, 0732. + -3140,0622) 950

в -^-4-J--8 -106 - 8,083-106,

0,8 ^41 ( 0Д242 - 0, 0732.

Нв =--= 1329,3 м.

Б    2-1000-9,81

4.    Объем воды над воздушной подушкой [см. (8.37)]

V = 1329,3—0,0622 = 4,011 м3.

в    4

Задача 8.9

Определить, на каких глубинах в колонне НКТ следует разместить пусковые клапаны для вызова притока жидкости. Колонна НКТ с внешним и внутренним диаметрами 60 и 50,3 мм соответственно находится в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 126 мм. Эксплуатационная колонна заполнена жидкостью с плотностью 1010 кг/м3, статический уровень которой находится на глубине 920 м. Среднее пластовое давление в скважине 15 МПа; для вызова притока из пласта необходимо создать депрессию    4 МПа. Максимальное давление на выходе компрессора состав

ляет 8 МПа. Плотность газа 1,29 кг/м2, атмосферное давление 0,1-106 МПа. Решение

1. Уровень жидкости в скважине, обеспечивающий приток [см. (8.46)]

Н = (15 - 4)106 =1122,4 м. пр 9,81-1000

2. Расстояние от устья скважины к месту размещения первого клапана по формуле (9.44)

( 314(0,1262 - 0,062 1+^4 1    /(

L = 920 + 9,81


-3140,05033

4

1010 -129-8-106.- 20 = 1054 м.

0.1-106

3. Расстояние от устья к месту размещения второго клапана согласно формуле (9.45):

L2=1054+-


-20=1188 м.


(


1,29-8-10 0,1-106


9,81


1+-


1010


-3^( 0,1262 - 0,062/.(


-3140,05092


8-10


6


0,126    - 0,06    I    /    6    i

1    1    1,29-8-106


9,81


1010-


0,1-106


2    /    3,14 /    2    2    \\

I _I П1 1 fi2 _ П flfi2 1 I ,


3,14    2

0,05032

4


1+- 4


Размещение на колонне НКТ пусковых клапанов обеспечивает необходимый уровень снижения жидкости в скважине.

Задача 8.10

Определить давление закачивания рабочей жидкости насосными агрегатами при освоении скважины струйным аппаратом,    размещенным на глубине

2800 м. Диаметр рабочей насадки аппарата 5 мм, диаметр камеры смешения 8 мм. Расход рабочей жидкости 10 л/с, ожидаемый дебит скважины 360 м3/сут; плотность рабочего инжектированного и смешанного потоков 1000 кг/м3. Потери давления в колонне и затрубном пространстве соответственно 1,2 и 1,0 МПа/1000 м.

Решение

Коэффициент инжекции струйного аппарата [см. (8.49)]

U =-260-= 0,301.

2. Площади характерных сечений струйного аппарата f = 3140,0052 = 0,0000196 м2,

f = 3140j0082 = 0,00005024 м2,

4

f = 0,00005024 - 0,0000196 = 0,0000306 м2.

3. Безразмерный напор струйного аппарата согласно формуле (8.47): перед вызовом притока ( U = 0)

Дрс = 0,0000196 +175 -107 0,0000196. = 0 52.

Дрр = 0,00005024 [/    ,    0,00005024J = ,    ;

после вызова притока (U = 0,301)

АРс = о,0000196 +1,75-107 000001960 3012-107 о,0000196 ( + 0,301')2. = 0,423.

Дрр 0,00005024 -    0,00005024    0,00005024'    ' )

4.    Потери давления в колонне и в    затрубном пространстве

Др* = 2,8-1,2 = 3,36 МПа, Др" = 2,8-1,0    =    МПа.

5. Давление в камере инжекции струйного аппарата: поскольку ограничений относительно уменьшения давления в подпакерной зоне нет, можно уменьшать давление в камере инжекции до минимально возможного значения ри = 0.

6.    Гидростатические давления [см. (8.52)] рж.с= ржр = 1000-9,81-2800 = 27,468 МПа.

7. Давление агрегата в выкидной линии поверхностного насоса согласно формуле (8.53):

на начальной стадии вызова притока

-    27,468-ю6 + 2,8-106 -27,468-106 + 3,36-106 -34,1 МПа;

'    0,52

после вызова притока

-    27,468-ю6 + 2,8-106 -27,4686 + 3,36-106 -47,448 МПа.

га    0423

Задача 8.11

Определить давление закачивания насосным агрегатом рабочей жидкости при освоении скважины струйным аппаратом, если давление в подпакерной зоне для выполнения условий прочности обсадной колонны должно быть не менее 8 МПа. Для проведения расчетов использовать данные из условия задачи 10.

Решение

Поскольку промежуточные расчеты изложены в предыдущей задаче, определяем давление в выкидной линии поверхностного насоса при условии, что рЁ * 0 согласно формуле (8.53):

на начальной стадии вызова притока

-    27,468-ю6 + 2,8-106 -27,468-106 + 3,36-106- 8-106(1-0'52) -26,7 1 5 МПа;

'    0,52    0,52

после вызова притока

-    27,468-ю6 + 2,8-106 -27,4686 + 3,36-106 8-106(1-052) -36,535 МПа.

0,423    0,423

8.8. ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то доспускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м3/мин) время продавки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: 1) во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; 2) пусковые давления, возникающие перед продавкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; 3) скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий.

Поэтому такой метод применяется крайне редко.

8.9. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ)

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре.

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида.

8.10. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА МЕТОДОМ АЭРАЦИИ

При помощи метода аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любой заданной величины. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насоснокомпрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полученную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабочего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид.

До начала вызова притока необходимо выполнить следующие работы:

1) спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой (если в ней был буровой раствор) с ПАВ;

2) башмак колонны НКТ должен быть установлен на 5-10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны;

3) устье скважины оборудуется полным комплектом фонтанной арматуры крестового или тройникового типа и приводится в рабочее состояние;

4) на верхней рабочей струне фонтанной арматуры устанавливается штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки;

5) обвязываются со скважиной цементирующий агрегат и компрессор.

Схема однорядного лифта при аэрации изображена на рис. 8.5.

Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода высокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 8.6), опрессованном давлением 15 МПа.

Для успешного создания аэрации подбирают такое соотношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образования “воздушной подушки”.


Рис. 8.6. Аэратор:

1    - гайка быстрого соединения;

2    - расходомер воздуха


Рис. 8.5. Схема однорядного лифта при аэрации:

1, 2 - линия подачи соответственно газа и жидкости; 3 - смеситель; 4 - задвижка; 5 - обсадная колонна; 6, 8 - НКТ; 7 -переводник


С целью контроля за качественным проведением аэрации на нагнетательной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в пределах 0,15-0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воздуха будут всплывать, образуя “воздушную подушку” в затрубном пространстве, что приведет к срыву процесса аэрации.

Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гидравлических потерь и разницы плотности жидкости (смеси) в трубах и затрубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, развиваемого компрессором.

Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды 4,5-5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120-130 л/с (7,5 м3/мин) компрессором УКП-80.

Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен при помощи какого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью.

Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0-4,5 МПа. Потом подключают компрессор и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 10-15 МПа за счет увеличения скорости потока). С этого момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне.

Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз циркулирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превышает плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разница в плотностях постепенно исчезает, а давление опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на некоторое время отключить компрессор (закрыть газ).

Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости. Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнетательной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают подачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор.

Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количество вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом.

В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве.

При работе пласта скважину переключают на запасную линию или через тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер.

При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давления процесс аэрации продолжают.

8.11. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовыми давлениями ниже гидростатического на 14-15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли.

Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особенные технологические приемы, при которых повышение уровня в скважине не вызовет повышения давления на забой.

Рассмотрим технологическую схему вызова притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (рис. 8.7, I) предусмотрено использование пакера.

Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны.

Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40-50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапанами.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 8.7, II) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер, низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапаны.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому

Рис. 8.7. Технологическая схема вызова притока

поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

8.12. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХФАЗНЫХ ПЕН

Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости призабойной зоны используют физико-химические методы путем воздействия на пласт двухфазных пен. Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее по-

глощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агента при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности.

Метод освоения скважины при помощи двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой.

Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жидкость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне. Поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора.

В качестве пенообразователя применяют следующие ПАВ (табл. 8.3).

Свойства пен можно широко менять, регулируя содержание компонентов. Малая плотность (33 кг/м3) является типичной. Вязкость можно регулировать так, что при движении пены в НКТ со скоростью от 0,5 до 1,5 м/с ее способность поднимать шлам остается достаточно высокой. Соответствующим образом приготовленная пена должна быть стабильной только до ее выхода с выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разрушаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуляции, то компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки. Так как плотность пены легко регулируется сменой соотношения объема воздуха на 1 м3 воды, вмещающей в себя ПАВ (степенью аэрации), то при постоянном расходовании жидкости, изменяя только расход воздуха (газа), можно легко регулировать плотность двухфазной пены от 200 до 800 кг/м3, что предупреждает попадание в пласт большого количества жидкости и способствует постепенному уменьшению давления на забой скважины.

Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции:

1) спускают НКТ до глубины на 2-3 м выше нижних перфорационных отверстий;

2) обвязывают устье скважины с наземным цементирующим агрегатом и компрессором через аэратор;

3) нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине;

4)    первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10-20 м33, т.е. 10-20 м3 воздуха на 1 м3 водного раствора ПАВ), чтобы разница между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной;

Т а б л и ц а 8.3

Поверхностно-активные

вещества

Содержание ПАВ в воде, %

Поверхностно-активные

вещества

Содержание ПАВ в воде, %

Сульфанол

0,1-0,3

Аркопал Н-100

0,3-0,5

Сульфонатриевые соли

1,0-2,0

Дисольван

0,2-0,3

ОП-7, 0П-10, УФЕ-8

0,3-0,6

Сапаль Р

0,2-0,3

ДС-РАС

0,3-1,0

Превоцел W-0N-100

0,1-0,3

Марвелан КО

0,3-0,5

5)    постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150-160 м33 среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м3);

6) после достижения забойного давления 4-5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2-3 ч для определения возможного притока из пласта;

7)    если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5-10 м3 с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации;

8)    получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

8.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Используется технология при вызове притока в разведывательных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше его. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины и замене ими воды, за счет чего создается необходимая величина депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Могут использоваться и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасности при освоении скважин при помощи этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуется согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);

цементирующий агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндрических втулок не более 115 мм;

дополнительный цементирующий агрегат ЦА-320М для подачи воды (при отсутствии действующего водонапорного водопровода);

в зимний период при отсутствии котельной установки промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/100;

манометр показывающий класса 2,5 с границей измерений до 40 МПа по ГОСТ 2405-80;

эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1;

в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы: 1) техническую воду; 2) поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сульфанол по ТУ 6-01-862-73; ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на

5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины должно быть оборудовано трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самовсплыва пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 8.8.

Обвязку эжектора следует совершать таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

Подведение сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессоров буровой установки следует выполнять при помощи резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстро разборном трубопроводе с НКТ.

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно совершать заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Подготовка пенообразующей жидкости для двухфазной пены может быть выполнена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке

Рис. 8.8. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 - цементировочный агрегат; 2 - линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 - эжектор; 4 -манометр; 5 - 8, 13, 15 - задвижки; 9 - заглушка; 10 - выброс пены; 11 - накопительная емкость; 12 - нефтепромысловый коллектор; 14 - эксплуатационная колонна; 16 - пенопровод; 17 - обратный клапан эжектора; 18 - воздухопровод; 19 - компрессор

мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в перечислении на активное вещество) сульфанола, ОП-3, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в лабораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева, 1980). Данной методикой определяется зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ.

Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкости нефти, масла, дизельного топлива.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемой величины снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

Создание необходимого снижения давления на забое рз при проведении работ регламентируется инструкцией ВНИИКРнефти (1988).

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения р з может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизли-вом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в меж-трубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ.

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости рз, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения рз может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при сменной степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления рж.

Для выбора рж при использовании передвижных компрессоров необходимо по номограмме (рис. 8.9) определить степень аэрации, при которой для необходимой глубины спуска лифтовых труб обеспечивается заданная величина Дрз, а позже по этой номограмме в зависимости от найденной степени аэрации и типа (марки) компрессора следует определить рж.

Если определенную по номограмме (см. рис. 8.9) степень аэрации из-за ее небольшого значения невозможно обеспечить при имеющемся компрессорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены.

При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее ей значение для имеющегося типа компрессора (рис. 8.10). Потом по номограмме (рис. 8.11) следует определить глубину продавки h и относительный объем пенообразующей жидкости Vx/S (где Vж - объем пенообразующей жидкости, м3; S - площадь поперечного сечения межтрубного пространства или колонны в зависимости от необходимой величины Др и выбранной максимальной степени аэрации). По полученному значению Vж/S и площади S затрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости V^ Относительный объем пенообразующей жидкости V ж/S для проведения одного полного цикла определяется по номограмме (см. рис. 8.11). При этом за глубину продав-ки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н. По полученным значениям Vж/S и S фактическом колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

При использовании компрессоров буровой установки следует по заданному значению Арз установить необходимость проведения одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 8.12) необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляр из точек на осях, соответствующих значениям Арз и Н. Если точка пересечения перпендикуляров находится в области, ограниченной кривыми 1 и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачивания пены, а если точка находится в области, ограниченной кривыми 1 и 3, то за два цикла.

Если точка находится ниже кривой 1, следует совершить частичный цикл закачивания пены.

Если установлена необходимость проведения одного цикла циркуляции пен по номограмме (см. рис. 8.12) в зависимости от заданных значений Арз и Н, то необходимо определить значение рж.

При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пены давление рж в первом цикле устанавливается равным 15 МПа, а во втором цикле определяется из рис. 8.12 в зависимости от Арз и Н. При выполнении частичного цикла по заданному значению Арз по номограмме (см. рис. 8.11) определяются глубина продавливания пены h и соответствующее ей значение V ж/S. При этом значение рж принимается равным 15 МПа. По полученному значению V^^/S и фактическому значению S меж-трубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Относительный объем пенообразующей жидкости V ж/S для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 8.11), при этом за глубину продавки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н, а значение

V ж/S определяется по глубине продавки. По полученному значению V ж/S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости. При необходимости проведения второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70 % от значения Vж для первого цикла.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементирующим агрегатом трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от бокового патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 8.8).

При помощи насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи пенообразующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Ве-

О-1-1-1—-1-1-

500 1000 1500 2000 2500 Н, м

Рис. 8.9. Номограмма для определения возможного снижения давления на забое скважины Др при различных степенях аэрации:

1, 2, 3, 4, 5 - при степенях аэрации соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

Q -1-1-1_I_I_|_

О 20    30    40    50    60    70 а

Рис. 8.10. Номограмма для определения рабочего давления эжектора при различных степенях аэрации для различных компрессоров:

1 - УКП-80; 2 - СД 9/101; 3 - КПУ 16/100

личина указанных давлений воздуха определяется величиной давления закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объеме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при

-1-1-1_L_I_

0    500    1000    1500    2000 2500 Н, м

Apv МПа


Рис. 8.11. Номограмма для определения глубины продавки h и относительного объема пенообразующей жидкости Уж/ S:

1, 2, 3, 4, 5 - при степенях аэрации соответственно 30, 40, 50, 60, 70


Рис. 8.12. Номограмма для определения возможной депрессии при одно- либо двухцикловой закачке пены и при различном давлении пенообразующей жидкости на входе в эжектор:

1, 2, 3 и 1, 2 , 3 - 10, 15, 20 МПа при одном и двух циклах соответственно

частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость.

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6 и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8 , отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9, и открываются задвижки 6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора при отсутствии притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки при отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространстве в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ. Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;

от компрессора до других агрегатов - не менее 10 м;

от культбудки до устья скважины - не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляется к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепятся к стационарным якорям.

Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости при помощи стопорных или стационарных якорей, рассчитанных на разрывные усилия потока не менее 1 т.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещается проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искроглушителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В период самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

8.14. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ (КИИ)

Кроме основного своего предназначения - испытания перспективных объектов в поисковых скважинах - КИИ используют для вызова притока из пластов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием депрессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной.

Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенно высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб.

Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубинные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испытания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных осложнений или аварий в скважине.

Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Если приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение.

Испытатель пластов снабжен приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером. Испытатель пластов устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ пластоиспытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы. Уравнительный клапан пластоиспытателя открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине.

После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходит свободное сжимание пакера, пакерование ствола скважины и медленное сжимание пластоиспытателя. Во время этого процесса закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан пластоиспытателя, соединяя полости пустых или частично заполнен-

Рис. 8.13. Схема пакерования при работе с КИИ:

I    - колонная головка; 2 - НКТ; 3 -


циркуляционный клапан; 4 - верх-ний манометр;    5    - запорно

оборотный клапан; 6 - испытатель пластов; 7 - ясс; 8 - пробоотборник; 9 - пакер;    10 - обсадная колона;

II    - фильтр; 12 - пласт; 13 - манометр; 14 - опорная плита; 15 - башмак

ных жидкостью труб над КИИ с подпакерным объемом скважины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и начинается приток из пласта.

По окончании испытания при натяжении инструмента пластоиспытатель    растягива

ется, закрывается его приемный клапан, перекрывая полость труб над КИИ, после чего открывается уравнительный клапан, соединяя затрубное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт    передается    давление

ствола промывочной жидкости в скважинах.

П!омышленность    выпус

кает многоцикловые испытатели пластов, обладающие двух-, трех- и многоцикловыми запорно-поворотными клапанами (ЗПК). Последний предназначен для перекрытия полости труб по окончании притока с целью регистрации процесса восстановления забойного давления. Его устанавливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце притока путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной приблизительно половине времени притока, но не менее 20 мин.

В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и опять закрывается, повторяя многократный цикл испытания.

При испытании хвостовик может упираться на забой (рис. 8.13) или не упираться на забой, когда в скважину спускают механический шлипсовый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на забой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать проседание хвостовика в нем.

Параметры

КИИ-65

КИИ-95(КИИ2А-95)

МИГ-80

Внешний диаметр, мм

65

95

80

Общая длина комплекта, м

20

21,6

23,4

Общая масса комплекта, кг

300

910

635

Размер соединительных резьб

3-50

3-76

3-62

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

150

300

60

при растягивании

100

250

200

Допустимый крутящий момент, кН-м

4,0

6,0

5,4

Допустимое давление окружающей сре

80

80

45

ды, МПа

Максимальная температура окружающей среды, °С:

с обычной резиной

130

130

130

с термоустойчивой резиной

200

200

200

Диаметр резиновых элементов, мм

67, 78, 87, 92 77-112

109, 115, 135, 145

87, 92, 98

Диаметр скважины, мм

118-161

97-112

Нагрузка при пакеровании, кН

10-50

60-80

10-60

С целью обеспечения беспрепятственного спуска испытателя проверяется проходимость его по колонне. Для этого до перфорации или после нее по колонне обсадных труб пропускают шаблон, длиной и внешним диаметром равный пакеру.

Для обеспечения более надежной герметизации резьбовых соединений и их достаточного запаса прочности на растягивающее усилие и страгивающие нагрузки пластоиспытатель желательно спускать на бурильных трубах.

Устье скважины должно быть оборудовано превенторами, а перед испытанием должны быть смонтированы линии для отвода от устья пластового флюида на расстояние, регламентированное правилами безопасности.

С целью предупреждения вскрытия выброса на скважине должен быть запас жидкости не менее двух объемов скважин.

Для проведения работ в эксплуатационных колоннах используются инструменты, техническая характеристика которых приведена в табл. 8.4.

8.15. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Технология вызова притока с использованием струйных аппаратов разработана в 1980-1985 гг. в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р. С. Яремийчука. Эта технология позволяет оперативно на стадии освоения скважины контролировать по данным кривых восстановления давления (КВД) фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне, включая и отдаленную зону, а также создавать многократные мгновенные депрессии и репрессии на пласт.

Под термином “мгновенного” снижения давления или его восстановления при депрессии подразумевается время от нескольких секунд до 100 с. Использование струйных аппаратов позволяет в одном цикле работ при освоении или искусственном воздействии на призабойную зону реализовать следующие виды работ:

1) исследовать скважины по данным кривых восстановления давления;

2) воздействовать на призабойную зону пласта многократными мгновенными депрессиями и репрессиями;

3) подачу в зону пласта различных химических реактивов с быстрым удалением продуктов реакции;

4) исследование скважины на приток при разных депрессиях для построения индикаторных диаграмм.

Технологический процесс дает возможность создавать многократные депрессии и репрессии на пласт, анализировать кривые восстановления давления, но применять его рекомендуют при определенных условиях: пористость и проницаемость продуктивных отложений должна быть ниже, чем критические значения для данного месторождения, продуктивный горизонт должен состоять из устойчивых пород, не разрушающихся при создании многократных мгновенных депрессий в пределах определенных технологическим процессом величин и т.д.

Для проведения технологического процесса необходимо, чтобы устье скважины было оборудовано согласно проекту на ее строительство; фонтанная арматура обеспечивала проведение работ при максимально необходимом рабочем давлении; насосно-компрессорные трубы следует рассчитывать на прочность при максимально необходимом внутреннем давлении.

Когда рабочее давление подается в межтрубное пространство, то обсадную колонну проверяют на максимальное технологическое давление, создающееся внутри нее, а насосно-компрессорные трубы проверяют на смятие.

В комплект внутреннего скважинного оборудования входят: струйные аппараты (стационарные, вставные и др.), пакеры (механические, гидравлические либо гидромеханические), насосно-компрессорные трубы, клапан оп-рессовочный (для опрессовки насосно-компрессорных труб внутренним давлением), клапан циркуляционный, клапан для опрессовки пакера.

Наземное оборудование скважины - это насосные агрегаты типа ПА-320М, ПА-400, 4АН-700, емкость для хранения рабочей жидкости объемом не менее 25 м3, емкость или амбар для приема флюида из скважины объемом не менее 50 м3, емкость, в которой хранят жидкость для глушения скважины. В качестве технологического раствора для глушения скважины используют техническую воду, обработанную хлористым кальцием либо хлористым натрием.

Струйный аппарат типа УОС (рис. 8.14) состоит из корпуса 1 и эжекторного насоса 2. Шар 8 выполняет роль клапана, который направляет рабочую жидкость к рабочей насадке 5, запрессованной в кольце 3. Технологическая заглушка 6 служит для обеспечения опрессовки пакера в затрубном пространстве.

На рис. 8.15 изображен струйный аппарат типа УЭОС, а на рис. 8.16 -схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ приспособлениями УГИП.

Струйный аппарат УЭОС состоит из корпуса, вставного струйного насоса и смонтированного в его нижней части обратного клапана. В случае, когда УЭОС спускают без обратного клапана, с помощью аппарата создаются мгновенные депрессии и репрессии на пласт. Манометр, присоединяемый к резьбе струйного насоса в его нижней части, фиксирует это изменение давления. Если в нижней части смонтирован обратный клапан с присоединенным к нему глубинным манометром, то последний фиксирует момент снижения давления, а после прекращения циркуляции кривую восстановления

Рис. 8.14. Устройство для обработки скважин УОС-1:

Рис. 8.15. Устройство эжекторное для освоения скважин УЭОС-2:

1 - корпус; 2 - эжекторный насос; 3 - уравнительный клапан


1 - корпус; 2 - заглушка; 3 - корпус эжекторной вставки; 4 - шар; 5 - насадка; 6 -гнездо; 7 - кольцо уплотняющее; 8 - смеситель; 9 - заглушка технологическая

давления. Струйный насос с обратным клапаном или без него и манометром поднимается на поверхность из НКТ с помощью канатной техники или обратной циркуляцией жидкости через затрубное пространство.

Струйный аппарат типа УГИП отличается от УЭОС тем, что в его камере инжекции вмонтирован тензометрический датчик, а сам струйный аппарат вместе с датчиком соединен с наземной каротажной станцией. Конструкцией предусмотрено такое же, как и в УЭОС, подсоединение к обратному клапану глубинного манометра (см. рис. 8.16).

В УГИП весь процесс изменения давлений под пакером фиксируется фоторегистратором или самописцем каротажной станции.

Перед проведением работ необходимо выполнить следующие операции.

1. Промыть водой скважину на протяжении двух циклов циркуляции и очистить промывочную жидкость, выходящую из скважины, через сито с размерами ячейки не более 3x3 мм.

Рис. 8.16. Схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ с УГИП:

1 - фонтанная арматура; 2 - НКТ; 3 - амбар; 4 - УГИП; 5 - манометр; 6 - пакер; 7 - хвостовик; 8 - каротажная станция; 9 - фильтр; 10 - насосные агрегаты; 11, 12 - мерные емкости

Глубина, м

Тип насосного агрегата

Число насосных агрегатов

< 2000

ЦА-320/ЦА-400 А, 4АН-700

1+1'

2000-3000

ЦА-400 А, 4АН-700

1+1'

> 3000

4АН-700

2+1'

'Резервный.

2.    Определить глубину установки пакера и струйного аппарата. При этом пакер устанавливают не ниже 10 м выше интервала перфорации, а максимально допустимая глубина спуска зависит от прочности обсадной колонны в подпакерной зоне на смятие с учетом того, что давление в месте размещения струйного аппарата может равняться нулю.

3. Очистить внутреннюю поверхность обсадной колонны в месте установки пакера от ржавчины, глинистой корки, отложений парафина или смол при помощи скребка либо райбера.

4. Подготовить струйный аппарат, пакер, циркуляционный и опрессо-вочный клапаны согласно инструкции по их эксплуатации.

При подготовке струйных аппаратов к работе необходимо:

визуально проверить состояние присоединительных резьб его корпуса, на резьбах не должно быть следов размыва, заеданий, вмятин, глубоких рисок и поперечных надрезов;

визуально проверить состояние камеры смешения - ее поверхность не должна носить следов размыва;

промыть и очистить проходной канал корпуса приспособления и седло клапана для опрессовки НКТ;

проверить состояние герметизирующих элементов клапанов и эжекторного насоса.

5. Произвести спуск колонны труб в скважину вместе с пакером и струйным аппаратом. Для обеспечения надежности герметизации резьбовых соединений НКТ используют уплотняющие резбовые смазки либо ленту из фтороуплотняющего материала. Для того, чтобы избежать разрушения уплотняющего материала пакера, колонну НКТ опускают в скважину плавно, со скоростью не более 0,25 м/с.

6. После пакерования устанавливают фонтанную арматуру и обвязывают ее с насосными агрегатами, сепаратором, емкостями для измерения и приема флюида в соответствии с утвержденной схемой. Число и тип насосных агрегатов, необходимых для проведения технологического процесса, приведены в табл. 8.5. При проведении работ используют также и другие типы насосных агрегатов с аналогичными техническими характеристиками.

7. Опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, а также проверить герметичность фонтанной арматуры согласно требованиям Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

8.    Опрессовать пакер путем создания в межтрубном пространстве избыточного давления, которое не превышает опрессовки эксплуатационной колонны.

Рассмотрим порядок выполнения работ по освоению скважин струйными аппаратами.

1. Если скважина заполнена буровым раствором, то необходимо его заменить через струйный аппарат (при расходе жидкости не более чем

1,5 л/с) на рабочую жидкость - воду или дегазированную нефть.

2. Путем создания расчетного давления жидкость откачивают из пласта на протяжении 0,5-1 ч. При этом определяют, существует ли связь пласта со скважиной, величину притока и тип пластового флюида.

3. После прекращения работы наземных агрегатов в случае применения вставного струйного агрегата с гидродинамическим клапаном на ленте глубинного манометра записывается КВД на протяжении определенного времени (3-10 ч).

Вставной струйный аппарат извлекают из скважины канатной техникой либо обратной промывкой. На поверхности от вставного струйного аппарата отсоединяют гидродинамический клапан и глубинный манометр, разбирают его, и по известным методикам определяют пластовое давление, скин-эффект, проницаемость околоскважинной и отдаленной зон пласта, их размеры.

4. Вбрасывают внутрь НКТ вставной струйный аппарат с подсоединенным к нему глубинным манометром, который под действием собственного веса и при нагнетании жидкости с расходом 1,5-2,5 м/с транспортируется к месту его размещения в гнезде корпуса. Для надежного установления аппарата в гнездо на кабеле спускают свинцовую печать, и при легких ударах по головке вставной аппарат занимает свое посадочное гнездо.

5. Наземными насосными агрегатами создается расчетное давление при циркуляции рабочей жидкости на протяжении 10-15 мин. В процессе циркуляции фиксируется количество откачанной из скважины жидкости, а затем на 5-10 мин циркуляция прекращается. Число таких циклов зависит от темпа нарастания притока жидкости из пласта. При его стабилизации работы считают выполненными.

В результате воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия очищается призабойная зона пласта, и скважина постепенно заполняется пластовым флюидом. Особенностью технологии является то, что она позволяет создавать заданную депрессию на пласт, при необходимости управлять ее значением и продолжительностью, многократно повторять циклы депрессий-репрессий на пласт.

Рекомендуется на протяжении первых пяти циклов проводить работы в режиме: 10-15 мин - депрессия и 5-7 мин - репрессия на пласт, дальше постепенно увеличивается время создания депрессии до 25-30 мин с остановкой агрегатов на 10-15 мин.

При вызове притока из пласта и очистке его призабойной зоны рекомендуется последовательно реализовать три режима работы: рЁ = 0,5 рдоп;

ри 0,75 рдоп; ри рдоп.

При проведении технологического процесса необходимо измерять количество поступающих из пласта жидкостей и газов, отбирать пробы и при возможности выполнять анализ нефти и пластовой воды, их содержание (в %), количество и состав твердой фазы, механических примесей и т.д.

Основной критерий определения продолжительности воздействия (числа циклов) - стабилизация притока и отсутствие в исходном потоке механических примесей. После окончания циклического действия непрерывно на протяжении 2-3 ч откачивается пластовая жидкость в режиме оптимальной депрессии для конечной очистки призабойной зоны.

6.    Поднимают вставной аппарат вместе с глубинным манометром на поверхность, в манометр вставляют новую ленту, присоединяют гидродинамический клапан и бросают внутрь НКТ. Работы выполняют с повторной записью КВД и ее расшифровкой. После этого возобновляется циркуляция на протяжении 2-3 ч и работы на скважинах считают завершенными.

7. Если скважина перешла на фонтанный режим эксплуатации, то вставной аппарат целесообразно поднимать канатной техникой.

При выходе скважины на режим фонтанирования наземные насосные агрегаты останавливают и скважину вводят в работу, направляя пластовый флюид через затрубное пространство в лифтовую колонну до полного выноса из скважины остатков рабочей жидкости. После этого струйный аппарат через НКТ поднимается на поверхность.

При отсутствии притока (или при незначительном притоке) рекомендуется комбинированный режим, который включает создание многократных мгновенных депрессий-репрессий и заполнение призабойной зоны химическими реагентами (кислотами, щелочами, ПАВ).

8.    Когда пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, скважину глушат технологическим раствором, распакеровывают НКТ и поднимают их на поверхность с последующим спуском глубиннонасосного оборудования.

Программы для расчета давлений наземных агрегатов с помощью микрокалькуляторов Б3-34.

Известно, что низконапорные струйные аппараты во всех диапазонах своих рабочих характеристик, т.е. при любых значениях коэффициента инжекции U, а высоконапорные струйные аппараты тольео в области малых значений U хорошо описываются уравнением (8.47).

Теоретические расчеты и стендовые исследования показали, что в зависимости от расхода рабочей жидкости Рр и поступления из пласта инжектированной жидкости QH, т.е. от коэффициента инжекции и относительного перепада давления Арс/Арр, при остальных равных условиях в приемной камере инжекции (в подпакерной зоне скважины) создается определенное давление. Путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами ра с учетом коэффициента инжекции U достигается необходимое снижение давления на пласт.

В скважине давление на входе в рабочую насадку струйного аппарата рр определяется зависимостью

Рр = Рж.р + Ра - ДР*>

где ржр - давление столба жидкости (рабочей) на глубине установки струйного аппарата, МПа; ра - давление, при котором закачивается рабочая жидкость насосным агрегатом на устье скважины, МПа; Ар* - потери давления при движении рабочей жидкости и от насосного агрегата до рабочей насадки струйного аппарата, МПа.

Давление на выкиде струйного аппарата рс определяется с учетом необходимости транспортирования смешанного потока из скважины на поверхность:

рс = рж.с + Ар",

где рж с - давление столба смешанной жидкости в затрубном пространстве, МПа; Ар** - потери давления при движении рабочей жидкости от струйного аппарата до устья скважины, МПа.

Глубина скважины, м

Коэффициент инжекции/

0,1

0,772

0,2

0,708

0,3

0,054

4000

45,5

60,5

76,5

6000

66,5

88,0

112,5

8000

86,5

107,0

147,5

Давление столба жидкости

рж.р ррдН;рж.с рсдН,

где Н - глубина установки струйного аппарата, м; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Потери давления Ар* и Ар" определяются известными выражениями Ар* = (8ХррЯд^2)/л2^5;

Ар" = арсядр2)/л2ш - ^)3Ш - d1)3(D + d1)2,

где X - коэффициент гидравлических потерь; d и d1 - соответственно внутренний и внешний диаметры НКТ, м; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Значения рЁ определяются ограничениями, связанными с горнотехническими условиями (недопущением перетока воды из ближайших горизонтов, разрушением породы, давлением насыщения нефти газом и т.п.).

Так как —Р^ = ———, то, подставляя значения рс и ри, получаем величи-

АР p Р p - Р и

ну давления, при котором надо работать наземному насосному агрегату, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

Р _ Рж.с + Ар** _ Р    ._РИ(1-А— сРр )

га    ,    И ж.р + АН    * /а    '

АРсРр    АРсРр

Ниже приводятся программы для расчета на ЭОМ с помощью микрокалькулятора БЗ-34.

В табл. 8.6 приведены значения давлений на насосных агрегатах (в МПа) при коэффициентах инжекции 0,1; 0,2 и 0,3 при разных соотношениях fр/fz.

Конечно, создавая то или иное давление, можно обеспечить откачку только определенного количества жидкости из подпакерной зоны, т.е. получить разные значения коэффициента инжекции U. В табл. 8.7 содержатся данные о коэффициенте инжекции U при спуске в скважину струйного аппарата с диаметрами рабочей насадки 5,6 мм и камеры смешения 9,0 мм п ри создании разных давлений наземными агрегатами.

Для упрощения расчетов в табл. 8.8 протабулированы значения Арс/Арр при разных соотношениях диаметров рабочей насадки и камеры смешения для U = 0,0    0,4.

Для проведения расчетов предлагается программа, выполняемая на микрокалькуляторе БЗ-34. Язык программирования в кодах микрокалькулятора. Входная информация вводится в регистрацию памяти микрокалькулятора (табл. 8.9).

Глубина установки струйного аппарата, м

Давление наземного агрегата, МПа

10

15

20

25

30

35

40

45

1000

0,15

0,29

-

-

-

-

-

-

1500

0,04

0,15

0,25

0,32

-

-

-

-

2000

-

0,05

0,05

0,21

0,28

-

-

-

2500

-

0,015

0,08

0,14

0,20

0,26

0,30

-

3000

-

0,04

0,09

0,15

0,20

0,25

0,28

3500

-

-

0,01

0,06

0,098

0,15

0,20

0,23

4000

-

-

-

0,025

0,07

0,10

0,14

0,18

Т а б л и ц а 8.8

U

Арс/Арр

d„ = 4

,6

5,

II

dc = 6

dc = 7

dc = 8

dc = 8

dc = 9

dc = 10

0,0

0,5441

0,4436

0,3626

0,5698

0,4980

0,4309

0,1

0,4939

0,4180

0,3475

0,5230

0,4621

0,4073

0,2

0,4470

0,6392

0,3323

0,4579

0,4265

0,3836

0,3

0,4006

0,3667

0,3168

0,4045

0,3912

0,3597

0,4

0,3542

0,3408

0,3011

0,3527

0,3561

0,3358

П р о до л ж е н и е т а б л . 8.8

U

АРсРр

d = 8 р

d = 10

р

dc = 11

dc = 13

dc = 15

dc = 17

dc = 15

dc = 18

dc = 21

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

П р и

0,5904

0,5217

0,4497

0,3744

0,2959

м е ч а н и е .

0,4909

0,4566

0,4226

0,3889

0,3554

Значения dv

0,4008

0,3813

0,3617

0,3419

0,3220

и dc в мм.

0,3288

0,3169

0,3049

0,2927

0,2802

0,5411

0,4941

0,4480

0,4028

0,3384

0,4260

0,4031

0,3800

0,3569

0,3336

0,3352

0,3128

0,3103

0,2977

0,2849

Т а б л и ц а 8.9

Номер по порядку

Регистр

Клавиша

Исходные данные (параметры)

1

7

П7

Диаметр рабочей насадки dj,, мм

2

8

П8

Диаметр камеры смешивателя dc, мм

3

9

П9

Глубина установки струйного аппарата Н, м

4

4

П4

Плотность рабочей жидкости рр, кг/м3

5

5

П5

Плотность смешанной жидкости рс, кг/м3

6

6

П6

Коэффициент инжекции U

7

3

П3

Потери давления при движении рабочей жидкости от сосного агрегата до рабочей насадки струйного аппарата МПа/1000 м

на

Р*,

8

2

П2

Потери давления при движении смешанной жидкости струйного аппарата до устья скважины р**, МПа/1000 м

от

9

1

П1

Давление потока в камере инжекции р , МПа Ускорение свободного падения д, м/с2

10

0

П0

11

А

ПА

Коэффициент 1,75

12

В

ПВ

Коэффициент 0,70

13

С

ПС

Коэффициент 1,07

14

Д

ПД

Плотность инжектированной жидкости рЁ, кг/м3

Исходная информация. По окончании расчета на индикаторе микрокалькулятора высвечивается контрольная информация - значения давления прокачиваемой рабочей жидкости.

Значение относительного перепада давления, создаваемого при работе струйного аппарата, изымается из регистра И^Д нажимом на клавишу

Ар

ИДП ^ —.

АР р

При пользовании программой необходимо выполнить следующее: установить микрокалькулятор в режиме “Программирование” с нулевого адреса, для чего последовательно нажать на клавиши В10, F, ПРГ; набрать программу согласно табл. 8.10;

проверить правильность набора программы по соответствию высвеченных кодов требованиям операции;

установить микрокалькулятор в режим “Автоматическая работа” клавишами F и АВТ;

ввести исходные данные согласно табл. 8.9;

совершить пуск программы с нулевого адреса клавишами В10 и С/П; получить исходные данные.

Т а б л и ц а 8.10

Адрес

Клавиши

Код

Адрес

Клавиши

Код

Адрес

Клавиши

Код

00

ИП 4

64

21

ИП А

6

42

X

12

01

ИП Д

22

+

10

43

ПП 53

02

ч

13

23

1

01

44

82 82

03

ИП В

6L

24

ИП 6

66

45

ИП 2 62

04

X

12

25

+

10

46

х 12

05

ИП 6

66

26

F х2

22

47

+ 10

06

F х2

22

27

ИП Д

48

ИП Д 6Г

07

X

12

28

X

12

49

ч 13

08

ИП 7

67

29

ИП С

50

ПП 53

09

F х2

22

30

X

12

51

74 74

10

ИП 8

68

31

ИП 4

64

52

ИП 4 64

11

F х2

22

32

X

12

53

х 12

12

ч

13

33

ИП 5

65

54

- 11

13

П Д

34

ч

13

55

ПП 53

14

X

12

35

-

11

56

82 82

15

F

0

36

ИП Д

57

ИП 3

16

I-I'

OL'

37'

х" " '

12'

58'

х' ' 12

17

1

01

38

П Д

59

+ 10

18

+

10

39

ПП

53

60

П В 4L

19

F 1/х

23

40

74

74

61

1 01

20

X

12

41

ИП 5

65

62

ИП Д 6Г

63

-

11

75

ИП 9

69

87

В10 52

64

F |

0

76

[

12

88

0 00

65

ч

13

77

6

06

89

0-

66

ИП 1

61

78

I-I

0L

90

7 07

67

X

12

79

F 10х

15

91

П В 4L

68

I-I

OL

80

X

12

92

^ 14 XY

69

ИП В

64

81

В/О

52

93

^ 50

С/П

70

+

10

82

ИП 9

69

94

71

Т

ОЕ

83

3

03

95

72

БП

51

84

I-I

0L

96

73

88

88

85

F 10х

15

97

74

ИП 0

60

86

X

Тест

12

Ввод данных; время счета ^ 37 с; индицируется результат расчета 43, 44931

8,0

П 1

9,81 1

П

0

II

1 1

Адрес

Клавиши

Код

Адрес

Клавиши

Код

Адрес

Клавиши

Код

1,5

П

2

1,75

П

А

1,0

П

3

0,70

П

В

ИП

1

8,0

ИП

9

3200

1000

П

4

1,07

П

С

ИП

2

1,5

ИП

0

9,81

1000

П

5

1000

П

Д

ИП

3

1,0

ИП

А

1,75

0,3

П

6

ИП

4

1000

ИП

В

0,7

4

П

7

ИП

5

1000

ИП

С

1,07

6

П

8

ИП

6

0,3

ИП

Д

0,44298

3200

П

9

ИП

7

4

В/О

С/П

ИП

8

6

Если на шкале индикации калькулятора высвечивается сигнал ERROR, то это значит, что была допущена ошибка при наборе программы или при введении начальных данных.

Для обнаружения ошибки необходимо проверить программу на ее соответствие кодам в шаговом режиме, затем заменить ошибочный код операции правильным. Если ошибка допущена при введении начальных данных для расчета, то введение их надо повторить.

При отключении микрокалькулятора адрес программной и регистровой памяти становится нулевым, и для продолжения расчета по программе необходимо опять ввести программу и начальные данные.

Ниже рассматривается пример решения контрольной задачи.

Пример. Необходимо с помощью струйного аппарата освоить скважину, оборудованную зацементированной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, спущенной на глубину 3250 м. Продуктивный пласт залегает в интервале 3250-3220 м. В скважину спущены 73 мм НКТ до глубины 3240 м, на них на глубине 3210 м установлен пакер ПВМ 122-500 и на глубине 3200 м струйный аппарат конструкции ИФИНГ. Для реализации технологического процесса устье скважины обвязано линиями высокого давления с двумя насосными агрегатами 4АН-700, каждый из которых работает с подачей 5 л/с (вместо 10 л/с), ожидаемый дебит скважины -280 м3/сут.

Требуется определить давление прокачивания рабочей жидкости насосными агрегатами. Диаметры рабочей насадки и камеры смешения соответственно равны 4 и 6 мм. Плотность рабочей и смешиваемой жидкости равна 1000 кг/м3. К моменту вызова притока U = 0, после

вызова U _    _ -280 _ 0,3. При этом Ар* = 1,0 МПа/1000 м, Ар” = 1,5 МПа/1000 м.

Ор 864

Соотношение площадей рабочей насадки и камеры смешения равняется 2,25, т.е. струйный аппарат относится к высоконапорным.

Вариант 1. Ограничений по снижению давления в подпакерной зоне нет, т.е. допускается уменьшение давления в камере инжекции до рЁ = 0.

Набирается программа и проверяется правильность набора по тесту.

Вводим начальные данные для расчета:

dIJ = 4 ^ П7; dc = 6 ^ П8; Н = 3200 ^ П9;

R1 = 1000 ^ П4;

R2 = 1000 ^ П5; U = 0 ^ П6; р' = 1 ^ П3; р” = 1,5 ^ П2;

рЁ = 0 ^ П1; 9,81 ^ П0; 1,75 ^ ПА; 0,7 ^ ПВ;

1,07 ^ ПС; Rc = 100 ПД.

Запускается программа для счета с нулевого адреса: В/О, С/П.

После окончания счета на индикаторе загорается значение давления, которое должны развивать насосные агрегаты: ра = 35,704074 МПа.

Значение относительного перепада давления, создаваемого струйным аппаратом, изымается из регистра RgД; ИПД ^ 0,56642 = АРс .

АР р

Такое значение давления ра характерно для момента вызова притока, когда U = 0. Затем определяется значение ра после вызова притока, т.е. когда U = 0,3. Для этого надо только изменить значение коэффициента инжекции в регистре: U = 0,3 ^ П7.

Программа опять запускается с нулевого адреса: В/О, С/П.

Давление

U

= 0

U =

0,3

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 1

Вариант 2

рЁ, МПа

0,00

8,00

0,00

8,00

арсрр

0,56642

0,56642

0,44298

0,44298

ра, МПа

35,704074

29,580274

53,509705

43,449306

После окончания счета на индикаторе зажигается значение давления, которое должно развиваться насосными агрегатами после вызова притока, чтобы достичь рЁ = 0. Результат: ра = = 53,5087050 МПа.

Ар    Ар

Из регистра RgД изымается значение    ; ИПД ^ 0,44298 =    .

АРр    АРр

Вариант 2. Вследствие ограничений при наличии водяного пласта или по причине прочности обсадной колонны значение рЁ не должно быть менее 8 МПа.

Рассчитывают ра при U = 0 и U = 0,3. Вводятся в соответствующие регистры новые исходные значения рЁ = 8 ^ П1; U = 0 ^ П6.

Запускается программа с нулевой пометки: В/О, С/П.

После окончания счета на индикаторе высвечивается значение давления, которое должны развивать наземные насосные агрегаты ра = 29,580374 МПа.

Ар

Из регистра RgД изымается значение ИПД ^ 0,56642 =    .

АР р

Изменяя значение U = 0,3    П6,    определяют значение ра, после вызова притока опять

запускается программа с нулевого адреса: В/О, С/П.

После окончания счета на индикаторе высвечивается значение давления, которое должны развивать наземные насосные агрегаты: ра = 43,449306 МПа.

Подставив полученные результаты в табл. 8.11, получим значения давления ра.

Из таблицы видим, что на начальной стадии вызова притока, когда из пласта еще не поступает пластовая жидкость (U = 0), по первому варианту необходимо создавать давление на агрегатах ра = 35,7 МПа, а после вызова ра = 53,5 МПа. По второму варианту ра = 29,6 МПа и ра = 43,4 МПа.

Предложенная программа позволяет определять работу наземных насосных агрегатов при любых изменяющихся условиях.

8

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС НА ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НИЖНЕГО КАРБОНА

8.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И СОСТОЯНИЯ ИХ РАЗРАБОТКИ

Значительная часть начальных геологических и остаточных запасов нефти на месторождениях Волго-Уральской нефтегазовой провинции приурочены к терригенным коллекторам нижнего карбона. В силу ряда особенностей геологического строения залежей, изменчивости коллекторских свойств пород, повышенной и высокой вязкости нефтей, а также значительной обводненности добываемой жидкости на этих объектах остаточные запасы нефти можно отнести к категории трудноизвлекаемых.

Анализ структуры извлекаемых запасов нефти в Республике Татарстан категорий А+ В+ Ci показывает, что в начале разработки активные запасы составляли 81 % от начальных извлекаемых, а на трудноизвлекаемые приходилось 19 %. Причем доля запасов высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа с составляло 8,9 %, в малопроницаемых коллекторах с проницаемостью пород менее 0,05 мкм2 — 5,9 %, а остальные 4,2 % запасов приходились на водонефтяные зоны, карбонатные коллекторы и участки с толщиной продуктивных пластов менее метра. В структуре остаточных запасов нефти на 1.01.98 г. активные извлекаемые запасы составили

20,4 %, а трудноизвлекаемые — 79,6 %, в том числе: на высоковязкие приходилось 39,5 %, в малопроницаемых коллекторах — 20,4 % и в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины — 19,5 %. Отдельные месторождения республики Татарстан, такие как Нурлатское и

Бурейкинское, можно полностью отнести к залежам с труд-ноизвлекаемой высоковязкой нефтью [51, 57].

В табл. 8.1 приведены сведения об остаточных запасах и накопленной добыче нефти осадочного палеозойского комплекса на территории республики Татарстан [51].

Как видно из данных табл. 8.1, текущие извлекаемые запасы углеводородного сырья в терригенных отложениях на территории республики Татарстан в 2 раза превышают запасы в карбонатных коллекторах.

В терригенных коллекторах палеозойского комплекса сосредоточено 57,5 % геологических и 42,2 % извлекаемых запасов маловязкой нефти (табл. 8.2). Запасы высоковязкой нефти находятся в терригенных и в карбонатных коллекторах. Извлекаемые запасы нефти повышенной и высокой вязкости в карбонатных коллекторах в 4,4 раза больше, чем в терригенных [51]. Как видно из табл. 8.2, накопленная добыча маловязких нефтей из терригенных коллекторов в республике Татарстан составляет 90,9 %.

Таким образом, в будущем в республике Татарстан предстоит интенсивное освоение запасов нефтей с повышенной и высокой вязкостью в карбонатных коллекторах и высокой вязкостью в терригенных коллекторах.

Изучению геологического строения нефтяных месторож-

Таблица 8.1

Распределение остаточных запасов и накопленной добычи нефти палеозойского осадочного комплекса на 01.01.97 г. [51]

Величина показателя по коллекторам палеозойского осадочного комплекса

Показатель

всего

терригенно-го девона и нижнего карбона

карбонатного девона и карбона

Накопленная добыча нефти, %

100

98,0

2,0

Начальные запасы нефти (А+ В+ Ci), %: геологические извлекаемые

100

100

79,6

91,3

20,4

8,7

Текущие остаточные запасы нефти (А+ В+ С1), %: геологические извлекаемые

100

100

70.4

66.5

29,6

33,5

Освоенность потенциальных ресурсов нефти, %

83,7

75,6

8,1

Распределение запасов и накопленной добычи нефти из коллекторов палеозойского осадочного комплекса территории республики Татарстан по вязкости нефти на 01.01.97 г.

Показатели

Вязкость нефти

до 10 мПас

от 10 до 30 мПас

свыше 30 мПас

Геологические запасы нефти в коллекторах, %:

терригенного девона и нижнего карбона

57,5

7,7

34,8

карбонатного девона и карбона

Извлекаемые запасы нефти в

0,1

51,1

48,8

коллекторах, %:

42,2

11,5

46,3

терригенного девона и карбона

карбонатного девона и карбона

0,1

50,6

49,3

Накопленная добыча нефти из

89,9

6,2

3,9

коллекторов, %:

палеозойского осадочного

90,9

5,7

3,4

комплекса

терригенного девона и нижнего карбона

карбонатного девона и карбона

0,1

52,5

47,4

дений, коллекторских свойств пород-коллекторов, а также состава и свойств пластовых нефтей терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) посвящены труды многих исследователей [6, 51, 57, 85, 133, 219 и др.]. В целом для отложений ТТНК характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетаниях песчано-алевролитовых и глинистых слоев и пластов. Параметры неоднородности по залежам изменяются в значительных пределах. Отложения бобриковского горизонта отличаются от терригенных пород девонского горизонта более высокой проницаемостью и песчанистостью, но большей прерывистостью и зональной неоднородностью.

Нефти ТТНК характеризуются повышенной и высокой вязкостью, изменяющейся от 10 до 550 мПа с. Вязкость нефти большинства залежей находится в пределах от 11 до 53 мПа с [130].

По плотности нефти относятся к категории средних — от 860 до 900 кг/ м3, газосодержание в среднем составляет 20 нм3/ т. Давление насыщения нефти газом — от 6,0 до

9,8 МПа. Содержание серы — 1 —1,5 % (по массе), иногда присутствует сероводород. Смолы и асфальтены содержатся в нефти в количествах соответственно 13— 36,6; 3,7— 10 % (по массе); отношение количества смол к количеству асфальте-нов — 3,1 — 5,0. Считается, что повышенное содержание смол и асфальтенов обусловливает аномалии вязкости [80, 81], являющиеся причиной структурообразования в нефти.

Некоторые характеристики нефтяных залежей терриген-ного нижнего карбона республики Башкортостан приведены в табл. 8.3 [114].

Таблица 8.3

Характеристики нефтяных залежей терригенного нижнего карбона Башкортостана

Тип залежи

Пласт

(объект)

Проницаемость, мкм2

Вязкость

пластовой

нефти,

мПас

Проектная

конечная

нефте

отдача

Чермасанский

C-II, C-VI

0,486

15

0,54

Манчаровский

C-VI

0,427- 0,495

20- 24

0,34- 0,5

Четырман-

Игровский

C-II, C-VI

0,470- 0,630

14

0,4- 0,47

Арланский

C0-C-VI

0,800- 1,000

16- 23

0,43

Менеуз-

Саитовский

C-II, C-VI

0,220- 0,670

17- 19

0,4- 0,45

Орьебаш-

Бураевский

C-II, C-VI

0,500- 0,840

15- 19

0,37- 0,44

Югомаашевский

C-II, C-VI

0,375

15

0,35

Мустафино-

Копейкубовский

C-II, C-VI

0,340- 0,517

3- 12

0,3- 0,38

Туймазинский

C-VI

0,150- 0,700

14- 23

0,3- 0,36

Серафимовско-

Стахановский

C-VI

0,400

13

0,2-0,4

Андреевско-

Кувашский

C-VI

0,500- 0,570

19- 24

0,3- 0,35

Саузбаш-

Старореченский

C-II, C-VI

0,576- 0,100

31- 44

0,2-0,4

Татышлинско-

Казанчинский

C-II, C-VI

0,300- 0,560

16- 50

0,2- 0,35

Шкаповский

C-VI

0,360

-

0,3

Знаменско-

Городецкий

C-VI

0,450

12- 14

0,2-0,3

Кушнаренково-

Волковский

C-VI

0,634- 0,641

10- 15

0,2-0,5

Сереевско-

Демский

C-VI

0,070- 0,350

3- 14

0,15-0,14

Нурско-

Узыбашевский

C-II, C-VI

0,060- 0,132

18

0,2- 0,43

Биаваш-

Кугчакский

C-II, C-VI

0,220- 0,300

24- 30

0,2- 0,35

Суллинско-

Кальшалинский

C-VI

0,090- 0,443

8- 36

0,3- 0,32

Байсарово-

Хмелевский

C-II, C-VI

0,150- 0,560

34- 84

0,1- 0,3

По данным табл. 8.3 видно, что с ухудшением геологофизических характеристик пластов-коллекторов уменьшается запроектированная конечная нефтеотдача. Здесь также весьма отчетливо проявляется и отмечаемая многими исследователями обратная связь между нефтеотдачей и вязкостью пластовой нефти. Для нефти с вязкостью выше 30 мПа с проектная конечная нефтеотдача не превышает 0,3. Исключение составляют Саузбашевское и Ново-Узыбашевское месторождения, где нефти с повышенной вязкостью сосредоточены в коллекторах с хорошей геолого-физической характеристикой.

Связь между нефтеотдачей и геолого-физической характеристикой объектов в комплексе с вязкостью пластовой нефти отмечена Е.В. Лозиным при сопоставлении двух терригенных толщ — терригенного девона и терригенного нижнего карбона. По объектам последнего проектная конечная нефтеотдача в среднем ниже, чем по объектам терригенного девона, при более плотных сетках и не менее интенсивных системах воздействия.

С учетом приведенных обстоятельств залежи нефти, приуроченные к ТТНК, часто относятся к малоэффективным, и оптимальная разработка их возможна только с применением разнообразных прогрессивных технологий.

Разработка таких залежей, характеризующихся сложным строением, имеет ряд особенностей, а именно:

совместная эксплуатация нескольких пластов как единого объекта разработки приводит к резкому увеличению неравномерности процессов вытеснения нефти при заводнении, значительному росту отбора попутной воды, осложняется контроль и регулирование процессов выработки нефти из отдельных пластов;

приходится проектировать более плотные сетки скважин по сравнению с залежами терригенных отложений девона (в

1,5- 2 раза);

при совместной работе нескольких пластов с различными коэффициентами проницаемости наблюдается снижение приемистости водонагнетательных скважин на 30— 50 % по сравнению с потенциально возможной;

максимальный уровень добычи нефти достигается на более ранней стадии разработки, чем для девонских объектов;

продолжительность первой стадии разработки меньше: для залежей в девоне составляет 4— 15 лет, а на бобриковских залежах — 4 — 6 лет;

по объектам терригенной толщи нижнего карбона темпы отбора жидкости оказываются выше лишь при достижении

отбора 60— 90 % начальных извлекаемых запасов нефти, темпы отбора жидкости снижаются, но более медленно, чем для терригенного девона;

как правило залежи бобриковского горизонта разрабатываются с поддержанием пластового давления закачкой воды с применением активных систем заводнения (площадной, избирательной, очаговой и др.);

предусматривается осуществлять эксплуатацию добывающих скважин при забойном давлении, равном давлению насыщения нефти газом, и обоснованное снижение забойного давления ниже давления насыщения нефти газом рассматривается как резерв увеличения добычи нефти;

в законтурных водонагнетательных скважинах предусматривается закачка воды при давлении на устье 5— 6 МПа с целью поддержания пластового давления на контуре питания — на уровне начального давления; давление закачки воды в очаговые скважины принимается равным 10 МПа.

В работе Р.Х. Муслимова и Р.Г. Абдулмазитова [4] приведены результаты анализа динамики и состояния разработки, а также оценка коэффициента нефтеизвлечения по залежам с высоковязкой нефтью месторождений республики Татарстан, в том числе приуроченных к ТТНК.

Отмечается, что коллекторы бобриковского горизонта насыщены нефтью вязкостью от 11 мПа с (Сабанчинское месторождение) до 53 мПас (Ново-Суксинское месторождение). Средняя нефтенасыщенная толщина пластов здесь изменяется от 3,7 до 13,7 м. Коллекторы характеризуются достаточно высокой проницаемостью. Средняя проницаемость пород продуктивных пластов, по данным промысловых геофизических исследований, изменяется в пределах от 0,328 мкм2 (залежь № 2, Ново-Елховское месторождение) до 1,168 мкм2 (участок № 1, Сабанчинское месторождение).

Объекты бобриковского горизонта разбурены с различной плотностью сетки скважин. Средняя плотность сетки скважин изменяется от 6,0 га/ скв (Ново-Суксинское месторождение) до 36,6 га/ скв (участок № 2, Сабанчинское месторождение). Залежи разрабатываются с применением внутрикон-турного и законтурного заводнения. В нагнетательные скважины закачивают воду различных составов: пресную, сточную, со «своих» горизонтов и воду девонского горизонта. На рассматриваемых объектах широко применяются методы циклического воздействия на пласты и регулирования фронта вытеснения.

Из новых методов увеличения нефтеотдачи на отдельных

участках применялась закачка серной и соляной кислот, поверхностно-активных веществ, полиакриламида, ПДС, МПДС, сульфированного тощего адсорбента. На Ново-Суксинском месторождении производилась закачка горячей воды.

Оценка текущего коэффициента нефтеотдачи в заводненном объеме пласта показала [4], что он изменяется от 0,13 (залежь № 2, Ново-Елховского месторождения) до 0,56 (залежь № 12, район скв. 16003). Практически на всех залежах заводняются пласты и зоны объектов с лучшими характеристиками. Поэтому прогнозные значения характеристик вытеснения по большинству объектов меньше и изменяются от

0,13 до 0,54.

На отдельных залежах в нагнетательные скважины закачивают железосодержащую воду. Текущая нефтеотдача в заводняемом объеме составляет 0,32— 0,56, а по характеристикам вытеснения 0,13 — 0,37.

Результаты промысловых наблюдений и анализа разработки большого количества месторождений Башкортостана и Татарстана показали, что основной особенностью вытеснения нефти из коллекторов ТТНК является то, что низкопористые пласты малой толщины не подвергаются активному заводнению. Для залежей ТТНК, насыщенного высоковязкой нефтью, возникает сложность в решении задач поддержания оптимальных условий разработки водонефтяных зон. Нередко при значительной толщине водонасыщенной части пласта прогнозный коэффициент до 15 % (от абсолютных) ниже, чем для чисто нефтяных зон пласта.

Коэффициенты охвата воздействием залежей ТТНК закачиваемой водой, по данным ряда авторов [14, 51, 133], изменяются в широких пределах — от 0,34 до 0,80.

Приведенные данные об особенностях разработки залежей нефти в ТТНК показывают возможность и перспективность применения на поздней стадии МУН, основанных на использовании ПДС и МПДС. В связи с этим в течение продолжительного времени проводились работы по оценке оптимальных геолого-физических и технологических условий применения ПДС и МПДС на терригенных коллекторах нижнего карбона ряда месторождений Татарстана, Башкортостана, Удмуртии и Пермской области. По состоянию на 01.01.2001 г. количество опытных участков превысило 60. Наибольшие объемы работ выполнены на Ромашкинском, Бав-линском, Ново-Елховском, Ильмовском, Ново-Суксинском месторождениях.

Приведем краткое описание продуктивных пластов ТТНК

Ромашкинского и Бавлинского месторождений по [56, 57, 58], как объектов применения технологий УНП на основе ПДС и МПДС.

Ромашкинское месторождение [57, 133]. Терригенные отложения нижнего карбона, слагающие елховский и радаев-ский горизонты Малиновского надгоризонта, бобриковский и частично тульский горизонты яснополянского надгоризонта, в пределах Ромашкинского месторождения характеризуются повсеместным распространением, хотя полнота разрезов по отдельным скважинам и не сохраняется. На месторождении основными продуктивными являются отложения бобриковского горизонта, покрышкой которых являются непроницаемые породы тульского горизонта, толщиной 8—10 м, представленные темно-серыми глинистыми известняками с прослоями известковистых аргиллитов.

В соответствии со схемой расчленения в продуктивных отложениях бобриковского горизонта выделяется (снизу вверх) четыре разновозрастных пропластка: С1ъъ[, C1bbj2, C1bbj! и С1ЪЪ11. Пропластки C1bb[ и C1bbJ! и два нижних прослоя C1bbj! бобриковско-радаевского возраста, а пропласток C1bbI1 тульского возраста. Пропласток C1bbI1 отнесен к бобриков-скому горизонту на основании частого слияния с нижележащим пластом и наличия общего ВНК.

В средней части елховского горизонта выделяется пропласток, индексируемый как C1bb°), который в большинстве случаев изолирован и встречается крайне редко. Нижний пропласток C1bb[ залегает на аргиллитах елховского горизонта, имеет также ограниченное распространение, нефтенасыщен лишь в небольшом количестве скважин и нередко замещен глинистыми породами. Пропласток C1bbJ! широко развит на Ромашкинском месторождении и присутствует в большинстве разрезов скважин залежей. В его составе выделяется до двух-трех прослоев, глинистые разделы между которыми небольшие и часто отсутствуют. Пропласток C1bbI1 встречается крайне редко. В большинстве случаев встречается слияние второго и третьего пластов, коэффициент связанности на отдельных участках может достигать 0,60— 0,85. При раздельном залегании пропластков отмечается наличие глинистых разделов, толщина которых в среднем составляет около 2 м. Наличие слияний, а также небольших толщин глинистых разделов свидетельствует о возможности хорошей гидродинамической связи пропластков. Для пропластков в целом характерна линзовидная, полосообразная форма залегания, но встречаются и обширные зоны площадного распространения коллекторов. Наблюдается также изменчивость толщины коллекторов.

По литолого-фациальному составу продуктивные пласты представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками в различной степени алевролитовыми и алевролитами песчаными. Содержание кварца составляет 95- 99 % состава породы, в небольшой примеси присутствуют зерна полевых шпатов, чешуйки мусковита, единичные зерна циркона и турмалина.

На Ромашкинском нефтяном месторождении в отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона насчитывается

13 укрупненных залежей нефти. Проектирование разработки и освоение этих залежей осуществлялось группами поочередно. В группу первоочередных объектов были отнесены наиболее крупные пять залежей, в которых содержалось более 60 % общих извлекаемых запасов всех залежей бобриковского горизонта.

Разработку залежей бобриковского горизонта намечалось осуществлять бурением самостоятельной сетки скважин на нижний карбон с частичным использованием девонского фонда скважин и одновременно-раздельной эксплуатации девонского и бобриковского горизонтов. Бурение скважин на участках с нефтенасыщенной толщиной менее 2 м принято было считать нецелесообразным. Такое решение приняли, исходя из того, что запасы нефти в этих зонах относительно небольшие и приурочены в основном к приконтурной области, а также прилегают к водоносным окнам внутри залежей. Предполагалось, что при закачке воды в приконтурные и очаговые нагнетательные скважины эти запасы должны были вырабатываться. Поэтому разрежение сетки скважин в указанных зонах не должно оказывать существенного влияния на конечную нефтеотдачу в целом по залежи.

Разбуривание залежей предусматривалось вести по равномерной квадратной сетке скважин 500x500 м в зонах с нефтенасыщенной толщиной бобриковских песчаников более 4 м и 700x700 м (49 га/ скв) в зонах с толщиной от 2 до 4 м. Разбуривание залежей с самого начала разработки по более плотной сетке скважин считалось нецелесообразным. Это было связано с недостаточной изученностью залежей и совпадением рассматриваемых залежей в плане с основным девонским горизонтом, находящимся в промышленной разработке. Вместо бурения новых скважин планировалось использовать часть девонского фонда для эксплуатации верхних горизонтов.

На залежах были достигнуты достаточно высокие отборы нефти. Текущая добыча нефти в целом по залежам перекрывала проектный уровень, благодаря интенсивной системе разработки и освоению наиболее продуктивных участков. Однако на отдельных участках залежей происходила весьма неравномерная выработка запасов нефти, обусловленная геологической неоднородностью залежей и различной интенсивностью осуществляемой системы заводнения.

Анализ и обобщение большого опыта разбуривания и разработки залежей, выполненные в ОАО «Татнефть» и в Тат-НИПИнефть, позволили критически оценить ряд положений системы разработки.

Возможности использования для разработки бобриковско-го горизонта части девонского фонда скважин оказались ограниченными.

Исходя из высокой зональной неоднородности пластов бобриковского горизонта на месторождении, а также необходимости равномерной выработки запасов и обеспечения проектной нефтеотдачи, было решено уплотнить существующую сетку скважин, размещая их равномерно по всей площади залежей на расстоянии 400— 500 м. При этом оптимальная площадь на одну скважину по залежам будет изменяться от 16 до 27 га и в среднем составит около 20 га. Оптимальные значения извлекаемых запасов нефти на одну скважину составят 42 тыс. т [57].

По сравнению с пластом Д1 девонского горизонта отложения бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения характеризуются меньшей расчлененностью, большей проницаемостью, большей песчанистостью, но большей зональной неоднородностью. Отличительной особенностью, влияющей на выбор системы разработки, является частое погружение пластов бобриковского горизонта ниже отметки ВНК, благодаря чему в пределах залежей нефти образуются так называемые водоносные «окна». Это объясняется как размывом кровли турнейского яруса, так и изменением толщины бобриковского горизонта. Следующей отличительной особенностью является содержание нефтей повышенной и высокой вязкости. Вязкость нефти бобриковского горизонта изменяется по различным залежам от 22 до 44 мПа с против 3 —

5 мПа с по пласту Дь Эти особенности оказывают существенное влияние на показатели разработки и характер выработки запасов нефти.

Данные о некоторых показателях залежей нефти бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения по

первому и второму этапам эксплуатации приведены в табл. 8.4.

Приведенные в табл. 8.4 характеристики вытеснения нефти для залежей бобриковского горизонта существенно ниже, чем для пласта Д1 девонского горизонта.

Как отмечается в работах ряда исследователей [57, 133],

Основные показатели разработки залежей нефти бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения на первом и втором этапах эксплуатации


Таблица 8.4

Номер

залежи

Про

должи-

тель-

ность

стадии,

годы

Безразмерное время, доли ед.

Теку

щий

коэф

фициент

нефте

отдачи,

%

Годовой темп отбора нефти от НИЗ, %

Обводненность добываемой продукции к концу этапа, %

ВНФ

Первая стадия

1

4

0,08

6,3

3,8

35,2

0,37

5

4

0,04

3,1

1,8

31,1

0,42

8

3

0,04

3,3

2,8

27,1

0,32

9

4

0,07

5,4

3,1

26,0

0,26

12

3

0,02

2,1

1,7

15,5

0,14

15

2

0,05

3,6

4,3

28,7

0,32

31

3

0,03

2,9

2,5

22,4

0,20

33

6

0,05

3,5

1,9

44,6

0,66

Вторая стадия

1

4

0,29

16,5

6,2

65,3

0,89

5

3

0,12

8,1

3,7

47,1

0,63

8

3

0,13

8,5

4,3

53,4

0,63

9

5

0,25

8,5

5,4

48,7

0,54

12

6

0,15

11,1

3,5

38,6

0,36

15

3

0,18

12,7

7,3

41,1

0,46

24

4

0,25

16,1

8,1

52,7

0,64

31

5

0,17

10,6

3,9

60,6

0,67

33

6

0,17

9,4

3,2

60,0

0,94

1

12

0,84

31,5

3,0

72,2

1,97

5

6

0,29

15,2

2,7

71,9

1,09

8

8

0,39

16,5

2,5

77,1

1,60

12

9

0,35

20,5

2,4

64,4

0,84

15

9

0,53

26,9

3,8

74,9

1,18

24

7

0,56

30,7

4,2

61,2

0,98

31

8

0,48

19,8

2,9

80,2

1,72

залежи состоят из множества обособленных участков, линз, характеризующихся большой прерывистостью, и обладают высокой зональной неоднородностью коллекторов, вследствие чего на объектах происходит неравномерная выработка запасов по участкам. В связи с этим в ОАО «Татнефть» выполнена значительная работа по оптимизации плотности сетки скважин. Установленная зависимость текущей нефтеотдачи рт от плотности сетки скважин для суммарного водонефтяного фактора, равного единице, заимствованная из работы [3],приведена на рис. 8.1. Эта зависимость с достаточно высоким коэффициентом корреляции (г =    — 0,89) описывается

уравнением

Рт = 0,343- e~2,80S ,    (8.1)

где S — плотность сетки скважин, га/ скв.

В работах Р.Х. Муслимова с соавторами отмечается, что сложившаяся плотность сетки скважин (23,6 га/ скв) обеспечит получение средней нефтеотдачи 0,29. Достижение проектной конечной нефтеотдачи, равной 0,41, потребует уплотнения сетки скважин до 12 га/ скв.

Приведенные геолого-промысловые материалы показывают, что без применения дополнительных методов воздействия на залежи остаточные запасы нефти в конце разработки залежей в бобриковском горизонте будут значительными.

Бавлинское месторождение. Терригенные отложения боб-риковско-радаевского    горизонта характеризуются резкой

Р ,, доли ед._

• 24

" \«15

• 1

| I

• 31 | 1

8

1 1

10    20    30    S, га/скв

Рис. 8.1. Зависимость текущей нефтеотдачи от плотности сетки скважин при ВНФ = 1,0 (бобриковский горизонт Ромашкинского месторождения):

1; 5; 8; 15; 24; 31 - номера залежей, 0 - объект в целом

фациальной изменчивостью разреза, размывом отдельных пачек, различным числом и сочетанием песчано-алевро-литовых пластов, значительным изменением толщины как всей толщи, так и отдельных пачек [56]. В разрезе горизонта выделяются четыре разновозрастных продуктивных пласта (снизу вверх): C1bb1, C1bbJ!, C1bbj! и C1bbI1. Пласты C1bb1 и C1bbj2, а также два нижних прослоя C1bbj! радаевского возраста, верхняя часть C1bbj! — бобриковского и C1bbI1 — тульского горизонта. Последний отнесен к бобриковско-радаевскому на основании частого слияния с нижележащими пропластками и наличия общего ВНК. По данным исследований [56, 203] показано, что верхний пласт C1bbI1 представлен коллекторами в 45 скважинах из 1503, пробуренных на нижний карбон. Эти залежи вскрыты единичными скважинами и представляют собой мелкие литологически запечатанные линзы. Толщина пласта составляет в среднем 1,6 м.

Пласт C1bbj! имеет большей частью площадное развитие на всей территории месторождения. Площадь распространения коллекторов пласта занимает почти 79 % площади залежи по внешнему контуру нефтеносности, из них 53 % приходится на песчаные коллекторы, 17 % — на алевролиты. Толщина пласта изменяется в широких пределах от 1,5 до 5— 10 м. Наблюдается значительная изменчивость толщин в пределах площади, где преобладающая часть занята зонами толщин от

2 до 4 м, хотя на территории всех блоков имеются участки коллекторов, толщина которых превышает 4 м. Для пласта характерен не только площадной, но и свойственный другим пластам горизонта полосообразный и линзовидный характер развития коллекторов, а также сложная изменчивая граница зон и залежи в целом, обусловленная наличием довольно большого количества зон отсутствия коллекторов различного размера и изменчивой конфигурацией контуров нефтеносности.

Пласт C1bbj! значительно отличается от C1bbj! сокращением площади, занятой нефтенасыщенными коллекторами (около 40 %), и в то же время увеличением площади, представленной неколлекторами и водонасыщенными коллекторами. Толщина его изменяется от 1,2 до 3— 5 м, реже 7— 8 м.

Рассмотренные выше пласты являются самостоятельными, потому что они сливаются между собой лишь в разрезах 53 скважин (9,5 % от общего числа скважин, вскрывших оба пласта), из которых в 21 они нефтенасыщены. В этом случае происходит увеличение нефтенасыщенной толщины до 6,0 —

11,0 м.

Пласт C1bb1 вскрыт при бурении лишь в 23 скважинах, нефтеносен в семи и в четырех он сливается с вышележащим пластом C1bbI1, а в двух скважинах их разделяет небольшая глинистая перемычка 0,8- 1,4 м. Толщина пласта небольшая — от 1,0 до 3,0 м.

Анализ разрезов скважин [56] показал, что на месторождении в 40- 45 % скважин встречен один пропласток Cbbj5 и два пропластка C1bbJ! и C1bb;!. Значительно реже (5- 7 % скважин) представлены разрезы с одним пропластком C1bbj2 и тремя пропластками C1bb1, C1bbj!, C1bbj!. В еще меньшем количестве скважин встречены разрезы с одним пропластком C1bb1 и четырьмя пропластками C1bb1, C1bbj2, C1bbj! и C1bb2. Таким образом, видно, что основными являются пласты C1b b2 и C1b b3.

В целом залежь бобриковского горизонта пластовая сводовая, участками литологически осложненная.

Породы, слагающие продуктивные пласты, относятся к мономинеральным кварцевым песчаникам и алевролитам. Кварц составляет 95- 99 % породы.

По различным характеристикам выделены следующие типы пород, связанные взаимопереходами:

I    тип — песчаники средне- и разнозернистые;

II    тип — песчаники мелкозернистые и их алевролитовые разности;

III    тип — алевролиты крупнозернистые песчаные;

IV    тип — алевролиты разнозернистые;

V    тип — песчаники и алевролиты уплотненные;

VI    тип — алевролиты разно- и мелкозернистые уплотненные.

Общим для пропластков C1bbj2 и C1bbj! является мелкозернистый состав й преобладание II типа — (57- 60 %) и III типа — (25- 27 %).

Средние значения коллекторских свойств приняты по геофизическим данным, информация по которым значительно больше, чем по лабораторным данным. Проницаемость отложений равна 0,731 мкм2, пористость — 0,218, нефтена-сыщенность — 0,781. Наблюдается значительное колебание значений указанных параметров, что указывает на существенную неоднородность строения залежи (табл. 8.5).

В 1991 г. в ТатНИПИнефти под руководством В.Л. Коцюбинского были пересчитаны запасы терригенных отложений бобриковского горизонта и утверждены в ГКЗ РФ в 1993 г. по категориям А+ В+ С, (балансовые — 105935 тыс. т, извлекаемые — 45287 тыс. т), что составляет 30,9 % от общих балансо-

Коллекторские свойства типов пород бобриковского горизонта Бавлинского месторождения [56]

Тип

поро

ды

Содерж ание породы данного типа, %

Порис

тость,

%

Прони

цае

мость,

мкм2

Остаточная водонасыщенность, %

Содержание фракций (мм), %

0,25

0,05 — 0,01

0,01

I

3,3

25,6

1,076

9,61

18,89

3,76

1,87

II

58,6

23,8

1,095

6,96

6,24

2,93

1,54

III

26,2

22,6

0,867

9,45

4,02

6,60

5,73

IV

6,1

19,6

0,092

18,75

3,81

27,69

7,89

V

2,9

12,8

0,015

37,8

VI

2,9

11,1

0,003

62,95

6,20

15,38

16,13

вых запасов месторождения. Остаточные балансовые запасы на 01.01.1995 г. составляли 68998 тыс. т, т.е. 29,7 % от общих запасов. Вязкость пластовой нефти равна 18,7 мПа с.

8.2. ЭФФЕКТИВНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС

Первые опытные работы по закачке полимердисперсных систем для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения добычи попутной воды проводились на Чишминской, Минниба-евской, Березовской и Северо-Альметьевской площадях Ромашкинского месторождения. Задачей промысловых экспериментов явилось изучение принципиальной возможности закачки технологических жидкостей, образующих ПДС, в сложно построенные неоднородные пласты бобриковского и радаевского горизонтов, подтверждение образования ПДС в высокопроницаемых промытых водой прослоях послойнонеоднородного пласта. Для проведения испытаний были выбраны опытные участки водонагнетательных скв. 15844, 16671, 15829, 26150, 16232, 6628 на Чишминской площади, скв. 5891 на Миннибаевской площади и скв. 15752 на Березовской площади. Обводненность окружающих добывающих скважин, выбранных в качестве реагирующих, составляла 68— 98 %, текущий коэффициент нефтеотдачи пластов изменялся в пределах от 0,279 до 0,595 [41].

Технология закачки ПДС в выбранные водонагнетательные скважины опытных участков заключалась в последовательном циклическом закачивании технологических жидкостей: водных растворов полимера РДА-1020 или отечествен-

Показатели

Участки водонагнетательных скважин по пласту С1ЪЪ

16553

6628

16671

Площадь участка, га

95,3

50,8

71,1

Плотность сетки скважин, га/ скв

23,8

16,9

17,8

Балансовые запасы участка, тыс.т

1000,3

305,5

472,8

Проницаемость пород, мкм2

0,803

0,768

0,768

Обводненность продукции, добываемой с участка, %

82

86

86

Текущий коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

0,279

0,339

0,404

Среднесуточный отбор жидкости по участку, т/сут

131

152

187

Объем закачанной ПДС, м3

1000

1890

1890

ного полиакриламида ПАА и глинистой суспензии. Оба компонента готовились на пресной воде. Некоторые характеристики опытных участков и технологические параметры закачивания ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения приводятся в табл. 8.6.

Влияние закачки ПДС в окружающих реагирующих скважинах опытного участка проявилось через 1 — 3 мес — возросли дебиты скважин по нефти при снижении содержания воды в добываемой жидкости. В результате ограничения движения воды по промытым высокопроницаемым пропласт-кам пласта С1ЪЪ на участках скв. 16553, 6628, 16671 дополнительно извлечено нефти соответственно по 6968, 5575 и 7872 т нефти за 14— 19 мес. Эти данные были получены по характеристикам вытеснения нефти, обработанным тремя методами, которые дали расхождение результатов вычислений в пределах 3— 5 %, что указывает на достоверность определений. Дополнительная добыча нефти на рассматриваемых трех участках, приведенная на 1 м3 ПДС, составила 3— 7 т/м3, а приведенная на 1 т ПАА — 7240— 16590 т/т. Продолжительность эффекта закачки ПДС на участках водонагнетательных скв. 16553, 6628 и 16671 соответственно составила 18, 19 и

14 мес. Данные о дополнительно добытой нефти по первым 10 опытным участкам Ромашкинского месторождения приведены в табл. 8.7.

Участок нагнетательной скважины

Нефтеносная

площадь

Обводненность продукции, %

Дополнительная добыча нефти, т

15844

Чишминская

68

7917

16671

То же

79

10849

15829

98

524

26150

96

477

16232

79

2964

6628

86

8776

15829 (повтор)

90

8666

5891

Миннибаевская

77

667

17401

Сев,-

Альметьевская

84

6635

15752

Березовская

96

8099

Анализ результатов опытных работ по закачке ПДС в тер-ригенные коллекторы бобриковского горизонта показали:

1)    последовательная закачка водного раствора полимера и низкоконцентрированной суспензии глины в сложнопостро-енные продуктивные терригенные пласты для образования ПДС возможна;

2)    в процессе закачки технологических жидкостей наблюдается постепенное повышение давления нагнетания и снижение приемистости водонагнетательных скважин опытных участков, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых прослоев неоднородного пласта;

3)    образование ПДС в высокопроницаемых зонах подтверждается результатами снятия профилей приемистости пласта в водонагнетательных скважинах опытных участков до и после закачки ПДС;

4)    изменение соотношения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых и малопроницаемых прослоев пласта после образования ПДС приводит к увеличению работающей толщины пласта, активации работы малопроницаемых нефтенасыщенных интервалов;

5)    в результате закачки ПДС происходит снижение обвод-неннности продукции добывающих скважин опытных участков и сокращение добычи попутной воды;

6)    закачка ПДС позволяет извлечь из пласта за счет увеличения охвата пласта закачиваемой водой значительный объем дополнительной нефти. Среднее значение дополнительной добычи нефти на один опытный участок за счет закачки ПДС по десяти участкам Ромашкинского месторождения составило

5557,4 т, что обеспечивает высокую рентабельность технологии увеличения нефтеотдачи.

Представляют особый интерес результаты промысловых испытаний технологий УНП на основе ПДС в терригенных коллекторах Бавлинского месторождения (табл. 8.8).

Промысловые геофизические исследования, проведенные на нагнетательных скважинах опытных участков, подтвердили существенные изменения в характере работы пласта после воздействия с применением ПДС. В зависимости от геологофизических характеристик пласта достигается либо увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов, либо подключение в активную разработку ранее недрени-руемых пропластков. В результате такого воздействия на залежи происходит перераспределение сложившихся нерациональных фильтрационных потоков с вовлечением в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.

На рис. 8.2 приведена типичная диаграмма геофизических исследований на нагнетательной скв. 841 (горизонт С1ЪЪ). Как видно из рисунка, образование полимердисперсной системы в пластовых условиях привело к перераспределению потоков,

Таблица 8.8

Эффективность применения технологий ПНП на основе ПДС на Бавлинском месторождении (горизонт Cibb) за период 1991,1999 гг.

Номер

опытного

участка

Дата проведения испытаний

Дополнительная добыча нефти, т

Дополнительная добыча нефти, т на 1 обработку

Продолжи

тельность

эффекта,

мес.

125

1987

530

530

18

819

1987

875

875

10

413

1988

2200

2200

18

463

1989

1000

1000

12

585

1989

1000

1000

12

187

1995

15941

5314

60

841

1995

5798

2899

60

576

1997

2862

2862

34

579

1997

5636

5636

32

904

1997

2076

2076

31

649

1997

2266

2266

18

Всего

40184

3653

43

а    б    в

О 50    100 Ом м 0    50    0    50    100    имп/мин

Рис. 8.2. Диаграммы геофизических исследований нагнетательной скв. 841 ) и профиля приемистости пласта до (б) и после («) закачивания ПДС


1254 1258

1262

1266 Н, м


в результате чего произошло существенное увеличение охвата пласта воздействием, что обеспечило дополнительную добычу 5798 т нефти при продолжительности эффекта более 48 мес. (см. табл. 8.8). Аналогичный характер носят изменения в других скважинах Бавлинского месторождения.

В результате воздействия технологиями УНП на основе ПДС на 11 опытных участках добыто дополнительно 40 184 т

Таблица 8.9

Объемы промысловых исследований и внедрения технологии УНП на основе ПДС и МПДС в запежах бобриковского и радаевского горизонтов ТТНК Татарстана на 07.2001 г.

Месторождение

НГДУ

Количество опытных участков

Дополнительная добыча нефти, т

Технология на основе ПДС (базовая)

Ромашкинское

Лениногорск-

нефть

4

7395

Ромашкинское

Елховнефть

7

15492

Ромашкинское

Джалильнефть

8

47049

Бавлинское

Бавлынефть

6

39870

Ильмовское

Нурлатнефть

7

26833

Ново-

Суксинское

3

3445

Итого по базовой

35

140084

Месторождение

НГДУ

Количество опытных участков

Дополнительная добыча нефти, т

Технология на основе ПДС + AlCl3

Ромашкинское

Джалильнефть

2

0

Бавлинское

Бавлынефть

2

6218

Ново-Елховское

Заимскнефть

Нурлатнефть

1

4131

Ильмовское

2

2703

Итого по технологии ПДС + AlCl3

7

13062

Технология на основе ПДС + CaCl2

Ромашкинское

Джалильнефть

2

6170

Технология на основе ПДС + ЩСПК

Ромашкинское

Азнакаевскнефть

1

93

Всего

45

159409

нефти (см. табл. 8.8). Как видно из данных таблицы, максимальная технологическая эффективность 5636 т/ скв. и продолжительность эффекта до 60 мес достигается при применении технологии на основе ПДС. В целом же, по многим участкам эффект увеличения добычи нефти и уменьшения обводненности добываемой нефти продолжается, и поэтому конечная эффективность как и общая по всем технологиям, так и отдельно по технологиям ожидается более высокой.

Технологии увеличения нефтеотдачи пластов нижнего карбона прошли широкие промышленные испытания на ряде месторождений республики Татарстан. Результаты промысловых экспериментов, проведенных в различных геологофизических и технологических условиях, приведены в табл. 8.9.

8.3. ПРОМЫСЛОВЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ ПО ИСПЫТАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ УНП НА ОСНОВЕ МПДС НА ЗАЛЕЖИ № 8 НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВСКНЕФТЬ» РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Опытный участок расположен в пределах блока № 1 залежи № 8 Ромашкинского месторождения и приурочен к терри-генной толще нижнего карбона. Объектом разработки являются пласты C1bbJ! и C1bbj! бобриковского горизонта яснополянского надгоризонта (рис. 8.3). Участок расположен в

Рис. 8.3. Опытный участок Ромашкинского местороадения (карта нефтенасыщенной толщины пласта):

а - Cjbb? (Б-2), ^ — Cjbbj^fB-i): 1 изопахиты, 2 — границы зоны распространения, 3 — внешний контур нефтеносности

северо-западной части залежи № 8 и ограничен с востока обширной зоной выклинивания, а с запада — внешним контуром нефтеносности (рис. 8.4).

Литологически породы пластов Cibbf и Cibbj5 близки между собой. Пласт Cibbf — нижний — более чем на 66 % сложен песчаниками, а в пласте Cibbf преобладают алевролиты. Песчаники бобриковского горизонта в основном мелкозернистые, а среднезернистые песчаники встречаются в виде редких прослоев в пласте Cibbf и имеют высокие коллекторские свойства. Алевролиты в продуктивных пластах по фильтрационным свойствам близки к песчаникам.

Пласты CjbbJ2 и Cjbbf в трех скважинах из 22 литологически связаны между собой, а в остальных случаях разделены глинистым пропластком толщиной до 1 м, который служит дополнительным репером.

Объектом эксплуатации и наших исследований явилось геологическое тело, представляющее собой два гидродинамически связанных пласта. Площадь нефтеносности участка равна 527 га. На участке расположено 22 добывающих скважины, в среднем на скважину приходится 24 га нефтеносной площади.

Рис. 8.4. Карта расположения скважин опытного участка Ромашкинского месторождения.

Скважины: 1 добывающая, 2 — нагнетательная, 3 — контрольная скв. 17429; контур нефтеносности: 4 — внешний, 5 — внутренний; 6 — границы зоны распространения

Анализ поверхностных проб, отобранных в НГДУ «Апь-метьевскнефть», показывает, что нефти относятся к высокосмолистым, тяжелым. Вязкость нефти в пластовых условиях определена по скв. 17430 и равна 27,0 мПа с.

Физико-химические свойства поверхностных проб опытного участка скв. 17431 следующие: плотность при 20 °С составляет 913 кг/ м3, вязкость при 20 °С — 86,9 мПа с, массовое содержание в нефти асфальтенов — 6,9 %, смол — 13,7 %, парафинов — 4,4 %.

При подготовке опытного участка было проведено ком-

Расчет балансовых запасов по скважинам опытного участка

Номер

скважины

Удельная

толщина,

10-4 м2

Толщина,

м

Пористость, %

Нефтенасыщен-ность, %

Балансовые запасы, тыс. т

58

15

4,2

22

80,7

95,93

5751

25

2

20,4

71,2

31,14

15274

18,2

12,4

21,5

87,5

362,54

16301

23,13

6,2/2

20,6

71,2

90,20

16302

25,62

9,4/2

28,5

91,3

268,74

17424

15,31

2,2

22

80,7

51,29

17425

29,06

4/2

22

80,7

88,50

17426

19,06

4,2/2

22

80,7

60,95

17427

33,75

7,6

21

80,7

388,08

17428

25,94

13,6

22

84

537,20

17430

50,94

5

22

80,7

387,85

17431

32,19

2,2

22

80,7

53,92

17432

26,87

28/2

22

80,7

57,28

17433

18,75

1,8/2

22

80,7

25,70

17466

19,37

4,8/2

22

80,7

70,79

17467

14,69

9,2/2

19,3

83,6

93,51

17468

16,88

5,2

22

80,7

66,83

17469

16,89

10/2

22

80,7

128,52

17476

37,81

3,2/2

22

80,7

92,12

17477

15,62

5,6

22

80,7

66,60

17478

30,62

4,8/2

22,9

76,5

110,42

27001

16,9

2,2/2

22

80,7

28,27

плексное изучение геолого-физических характеристик залежи опытного участка, в том числе были определены балансовые запасы нефти по скважинам опытного участка (табл. 8.10).

ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Эксплуатация опытного участка началась в 1975 г. с четырех добывающих скважин, через 5 лет на участке уже было пробурено 22 скважины, плотность сетки скважин составила

24,0 га/ скв. Условно на каждую скважину приходится от 25 до 537 тыс. т балансовых запасов нефти, а в среднем — 145 тыс. т. Заводнение участка по обычной технологии начато в 1977 г. одной скважиной, а с 1980 г. закачку воды ведут шесть нагнетательных скважин. Максимальный годовой отбор нефти, равный 4,5 % балансовых запасов, был достигнут в 1980 г.

Практика разработки залежей Волго-Уральской НГП, приуроченных к терригенным отложениям нижнего карбона, показывает, что годовой отбор пластовой жидкости из залежей возрастает из года в год в течение длительного времени до 90 % и более. На рассматриваемом участке после 1982 г. происходит снижение годового отбора пластовой жидкости с 257 до 55 тыс. м3 (рис. 8.5). Это является особенностью эксплуатации опытного участка. Другой особенностью эксплуатации является одностороннее вытеснение нефти водой.

Годовая закачка воды в продуктивные пласты также уменьшалась, в результате чего компенсация отбора жидкости снизилась с 2,1 (1981 г.) до 0,4 (2000 г.).

В начальный период велась закачка в нефтяную залежь пластовой воды повышенной вязкости, равной 1,75 мПа с. Образовавшуюся оторочку пластовой воды равномерно продвигали пресной водой по всей длине залежи. Поверхностные анализы жидкости из скважин участка свидетельствуют о том, что образовался устойчивый фронт вытеснения нефти водой, характерный для поршневого вытеснения. Средняя обводненность скважин первого ряда на 1989 г. составила 64,7 %, второго — 24,7 %, третьего ряда всего 10,6 %. К началу 2000 г. обводненность скважин второго ряда достигла 50,1 %, третьего ряда — 16,5 %. Обводненность продукции скважин первого ряда была снижена до 47,8 % путем отключения вы-сокообводненных скважин.

Некоторым подтверждением поршневого характера вытеснения нефти водой являются результаты исследования контрольной скв. 17429, на которой сотрудниками УГНТУ проводился эксперимент по оценке нефтенасыщенности пла-

О , О , О , тыс. т ^11 ’ ’

1975    1980    1985    1990    1995    2000    2005

Годы

Рис. 8.5. Динамика годового отбора нефти (QH), воды (Q,) и жидкости (Q,)

430

стов во времени с помощью низкочастотной электрометрии в обсаженной скважине, оборудованной ОМПТ (обсадными металлопластовыми трубами). Проведенный комплекс исследований БКЗ на протяжении шести лет показал отсутствие подъема ВНК в этой зоне.

Совместный анализ геофизических и промысловых данных подтверждает поршневой характер вытеснения.

С февраля по июль 1986 г. в пласты опытного участка через нагнетательные скв. 13443, 17470 и 27061 закачивали ПДС и МПДС.

На 01.01.2000 г. из опытного участка добыто больше миллиона тонн нефти — 1356,9 тыс. т, что составляет 39,5 % от балансовых запасов. Распределение накопленных отборов нефти по скважинам участка относительно нефтеносной площади изображено на рис. 8.6. Хорошо видно, что основ-

Рис. 8.6. Распределение накопленных отборов нефти (1) и закачки воды (2) по скважинам опытного участка на 01.01.90 г.

Условные знаки см. рис. 8.4

ная доля отборов (67 %) приходится на третью часть скважин.

С 1982 г. рост текущего коэффициента нефтеотдачи происходит при снижении обводненности продукции. В период с 1982 по 1990 гг. обводненность продукции опытного участка находится в пределах 60 %. В дальнейшем произошло снижение обводненности добываемой продукции до 39,5 (2000 г.). По участку наблюдается низкое значение водонефтяного фактора, на 2000 г. ВНФ составил 0,4 (рис. 8.7).

а

80 I 60


1 40 « 20 О Q

| 1975    1980    1985    1990    1995    2000

Годы

в

40

б30 Я 20

и 10


0    10    20    30    40    50    60    70    80    90

Обводненность, %


1,0 0,8 е °,б

1975    1980    1985    1990    1995    2000

Годы

Рис. 8.7. Динамика обводненности продукции (а), текущего коэффициента нефтеотдачи (б), водонефтяного фактора («) опытного участка Ромашкинского месторождения


S0,4 0,2 0

Рис. 8.8. Динамика коэффициента нефтеотдачи пластов терригенной толщи нижнего карбона:

1 — опытный участок Ромашкинского месторождения; 2 — участок Шагирт-ско-Гожанского месторождения; 3 — Менеузовское месторождение; 4 — участок Николо-Березовской площади Арланского месторождения; 5 — Тай-мурзинское месторождение; 6 — Чераульская площадь Орьебашского месторождения; 7 — Игровское месторождение; 8 — Каймашская площадь Игров-ского месторождения; 9 — Карача-Елгинское месторождение


О    0,5    1,0    1,5    2,0    х


Проведено сравнение динамики коэффициента нефтеотдачи восьми объектов, родственных по геологическому строению опытному участку Ромашкинского месторождения (рис. 8.8). На графиках приведены значения вязкости нефти |дн, мПа с. Как видно на рис. 8.8, нефтеотдача анализируемого

участка заметно выше, чем на остальных объектах, характеризующихся и более низкими значениями вязкости нефти.

Само по себе — это редкое явление в практике разработки залежей с высоковязкой нефтью. Такой эффект достигнут за счет комплексного воздействия на пласт.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ПДС И МПДС НА ЗАЛЕЖИ № 8 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Оценка величины дополнительной добычи нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов была осуществлена с помощью многомерных статистических моделей, предложенных проф. М.А. Токаревым применительно к задачам анализа разработки нефтяных залежей. В связи с этим приведен отбор аналогичных опытному участку по геолого-физическим и технологическим параметрам объектов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по разработанной методике построения АГПМ. Для этого определено местоположение объекта исследования в пространстве главных компонент относительно месторождений Волго-Уральской НГП.

Минимальное из этих расстояний показывает, что опытный участок залежи № 8 по своим исходным характеристикам принадлежит второй группе объектов.

На фиксированные значения обводненности продукции определяется базовая нефтеотдача по многомерным статистическим зависимостям. Геологические и технологические показатели опытного участка, необходимые для моделирования, приведены в табл. 8.11.

Рассчитанные прогнозные значения нефтеотдачи опытного участка залежи № 8 совместно с фактическими даны в табл.

8.12.

Для наглядности полученные результаты (табл. 8.12) изображены графически на рис. 8.9. До 1982 г. наблюдается совпадение фактической нефтеотдачи рф с прогнозной по моделям. Расхождение в значениях р не превышает 1,5 % в ту или

Параметры, используемые при моделировании процесса извлечения залежи № 8 Ромашкинского нефтяного месторождения

Группа

показа

телей

Показатели

Обозначение

Значение

1

Вязкость пластовой нефти, мПа с

Цн

27

Относительная вязкость

Цо

16,88

Содержание асфальтенов, %

А

5

Содержание асфальтенов и смол,

%

А+ С

26,2

Содержание парафинов, %

П

2,3

Пластовая температура, °С

Т

25

Плотность пластовой нефти, т/м3

рн

0,878

Пластовый газовый фактор, м3/ т

G

18,9

Давление насыщения, МПа

Рн

5,2

Коэффициент проницаемости, 10- 15 мкм2

knp

1600

Математическое ожидание пористости, %

Mm

22,6

Стандартное отклонение пористости, %

&m

4,77

Коэффициент вариации пористости, %

Wm

21,09

Математическое ожидание неф-тенасыщенности, %

Mk

kH

80,9

Стандартное отклонение нефте-насыщенности, %

°k

kH

6,3102

Коэффициент вариации нефте-насыщенности, %

Wk

kH

7,8

Математическое ожидание эффективной толщины пласта, м

Mh

hnp

5,4

Стандартное отклонение эффективной толщины пласта, м

а*зф

3,36

Коэффициент вариации эффективной толщины пласта, м

ф

з

?

62,2

Математическое ожидание толщины пропластков, м

^зф

3,2

Стандартное отклонение толщины пропластков, м

°Лзф

0,99

Коэффициент вариации толщины пропластков, м

ф

з

?

30,9

2

Коэффициент расчлененности

Kp

1,6

Коэффициент песчанистости

Kn

0,64

Комплексные показатели неоднородности

Кнеод

9,6

Коэффициент гидропроводности, 10- 11 м-м2/ (Пас)

kh/ц

32

3

Относительные запасы нефти в ВНЗ, %

Овнз

3

Относительная площадь ВНЗ, %

5внз

2

Нефтеотдача

Обводненность продукции, %

20

30

40

50

60

70

80

90

98

Фактическая

8,0

12,0

17,5

42,4

19.0

35.0

20,5

33,0

Прогнозная

6,5

12,0

17,2

17,6

22,3

30,6

43,8

47,0

51,7

иную сторону. С 1983 г. начинается равномерное уменьшение годового отбора жидкости из скважин опытного участка, вследствие нагнетания загущенной воды, а с 1986 г. воздействие на пласты C1bbj! и C1bbj! дополняется закачкой полимер-дисперсных систем. Сделана попытка оценить возможную конечную нефтеотдачу с учетом использованных методов повышения нефтеотдачи пласта. Для этой цели был построен график изменения текущего коэффициента нефтеотдачи в координатах т (отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам) (рис. 8.10).

Путем экстраполяции конечного прямолинейного участка

кно, %

60

30

20

10

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Обводненность, %

Рис. 8.9. Прогнозная и фактическая нефтеотдача опытного участка Ромашкинского месторождения (залежь № 8).

Обводненность: 1 — фактическая, 2 — прогнозная


50

40

О 0,2    0,4    0,6    0,8    т

Рис. 8.10. Динамика коэффициента нефтеотдачи в координате т (безразмерное время).

Дано уравнение прямой, показанной треугольниками

графика на рис. 8.10 получено эмпирическое уравнение, описывающее зависимость текущей нефтеотдачи от безразмерного времени. По полученному уравнению при т = 1 был определен ожидаемый конечный коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,546.

Таким образом, эффект комплексного воздействия заключается в следующем:

1.    В течение последнего ряда лет наблюдается снижение обводненности продукции и ВНФ опытного участка.

2.    Текущий коэффициент нефтеотдачи при 60 % обводненности по сравнению с прогнозным повысился на 10 %.

При достижении т =    1    значение нефтеотдачи может со

ставить 54,6 %. Следовательно, прирост нефтеотдачи в результате комплексного воздействия может быть около 3 %.

В результате проведенных мероприятий на опытном участке произошло значительное сокращение добычи попутной воды. Прогнозная величина накопленного водяного фактора (ВНФ) по залежам второй группы в среднем равна 4 — 6. Анализ динамики заводнения залежи к 1990 г. показал, что прогнозное значение ВНФ по опытному участку составит 1,5. Однако последние промысловые наблюдения свидетельствуют о еще большем снижении водонефтяного фактора.

8.4. ПОДГОТОВКА И ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВОГО ЭКСПЕРИМЕНТА НА ИЛЬМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ,

ОСОБЕННОСТИ ЕГО РАЗРАБОТКИ

Продуктивные пласты Ильмовского месторождения представлены бобриковскими отложениями нижнего карбона. Коллекторские свойства пород практически не отличаются от аналогичных на Ромашкинском месторождении. Коэффициент проницаемости пород изменяется от 0,14 до 2,76 мкм2, а пористость от 16,0 до 28,9 %. Продуктивные пласты отличаются более высокой макро- и микронеоднородностью пород.

Нефти имеют высокую вязкость, значение которой изменяется от 75 до 165 мПа с. Плотность нефти также повышена — от 878 до 905 кг/ м3. Газовый фактор в 2 раза ниже, чем для нефтей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения, и изменяется от 6,47 до 12,8 нм3/т. Содержание асфальтенов в нефти составляет 5— 11 смол — 15— 24 % (по массе).

Известно, что разработка залежей с высоковязкой нефтью может осуществляться на различных режимах эксплуатации:

а)    на естественном упруговодонапорном режиме;

б)    на жестком водонапорном режиме путем применения законтурного, внутриконтурного, очагового и других видов заводнения.

Возможна интенсификация процесса разработки путем применения третичных методов воздействия на пласт (физико-химических, гидродинамических, термических и др.).

Ильмовское месторождение было введено в промышленную разработку в 1978 г. Первоначально в 1978— 1981 гг. разработка залежи практически велась в естественном режиме. Закачка воды в три законтурные скважины в значительной степени была осложнена наличием высоковязкой нефти и весьма слабой связью залежей с законтурной областью. За этот период произошло существенное снижение пластового давления с 11,5 до 6,2 МПа, темп отбора жидкости по сравнению с начальным уменьшился вдвое.

С 1981 г. разработка залежей нефти бобриковского горизонта ведется с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. В 1981— 1985 гг. проводились опытнопромысловые работы (по рекомендации ТатНИПИнефти) с

использованием чередующейся закачки нефти и воды, В двух девятиточечных элементах было проведено 76 циклов закачки воды и нефти, закачано 312 тыс. м3 воды и 330 тыс. т высоковязкой нефти. Оценка эффективности проведенных мероприятий, выполненная путем сравнения показателей опытных и контрольных участков, показала увеличение коэффициента безводной нефтеотдачи и коэффициента охвата продуктивного пласта заводнением.

Из-за высокой вязкости нефти обычные методы зааводне-ния на этом месторождении обеспечивают лишь невысокую степень нефтеизвлечения: планируемый конечный коэффициент нефтеотдачи не превышает 0,2 при относительно высоких коллекторских свойствах и толщинах пласта. В аналогичных условиях бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения при вязкости нефти 30 мПа с проектная конечная нефтеотдача почти в 2 раза выше и равна 0,35. Влияние вязкости нефти проявляется прежде всего в величине остаточной нефтенасыщенности, оцениваемой по керну и ГИС: для Ромашкинского месторождения остаточная нефтенасы-щенность составляет 0,40; для Ильмовского месторождения — 0,55. При одинаковой начальной нефтенасыщенности, равной 0,90, такая низкая степень промывки обеспечивает получение резко различающихся коэффициентов вытеснения: для нефти Ромашкинского месторождения — 0,56; для нефти Ильмовского месторождения — 0,39.

Следует отметить, что величина коэффициента охвата пласта по разрезу уже учитывается при оценке остаточной нефтенасыщенности по данным ГИС, так как уплотненные нефтенасыщенные пропластки во время бурения не промываются пресным фильтратом бурового раствора. Вследствие этого электросопротивление промытой зоны получается увеличенным, т.е. величина остаточной нефтенасыщенности завышается. Однако при оценке коэффициента нефтеотдачи остается неучтенной величина охвата пласта по площади. Оценить его значение можно, сравнив фактическую нефтеотдачу промытого участка с коэффициентом нефтеизвлечения пласта в скважине по ГИС. По результатам определений на опытном участке нагнетательных скважин 553 и 1679 коэффициент охвата пласта воздействием составил 0,46. Для Ромашкинского месторождения (пласты Qbb) этот параметр, определенный по ГИС, составляет 0,64.

Таким образом, на Ильмовском месторождении закачиваемая вода охватывает неоднородные продуктивные пласты крайне неравномерно.

Приведем результаты более детальной оценки степени охвата пластов по толщине воздействием воды по нагнетательным скважинам 553 и 1679. В этих скважинах была проведена разбивка пласта C1bb на пропластки с различной проницаемостью по значениям глинистости, пористости и нефтенасы-щенности. Ввиду того, что толщины пропластков оказались небольшими (от 0,20 м до 1,5 м), представилось возможным выделить лишь три группы пропластков:

песчаники с knp > 0,25 мкм2, доля которых в разрезе пласта составляет 0,56;

алевролиты с 0,10 < knp < 0,25 мкм2, доля которых равна 0,30; глинистые алевролиты с knp < 0,10 мкм2, доля которых составляет 0,14.

Остаточная нефтенасыщенность стно по данным ГИС состоит, как известно, из двух составляющих: неподвижной и малоподвижной. Количество неподвижной нефти по данным микрокаротажа на Ильмовском месторождении составляет в среднем 25 %. Это согласуется с данными анализов о составах нефти: доля тяжелых компонентов (асфальтены, смолы) составляет 22 %. Неподвижная часть остаточной нефти, очевидно, представлена в основном высокомолекулярными соединениями, а малоподвижная — группой тяжелых масел. Первые практически не поддаются вытеснению из пласта, а вторые — вполне могут быть извлечены с применением третичных методов.

На Ильмовском месторождении активное заводнение продуктивных пластов начато с 1980 г. При анализе промысловых данных установлено, что обводнение залежей и продукции скважин происходит крайне неравномерно. Это прежде всего связано с послойной неоднородностью и изменчивостью коэффициента проницаемости пропластков. Обнаружено, что по пластам, состоящим из множества уплотненных слабопроницаемых тонкослойных прослоев (0,2— 0,3 м), закачиваемая вода фильтруется медленно. В пластах, имеющих большую толщину и высокопроницаемые пропластки, вода прорывается в добывающие скважины уже на третьем-четвертом году эксплуатации, после чего обводненность добываемой жидкости быстро увеличивается и в течение нескольких месяцев достигает 80— 95 %.

Аналогичные закономерности изменения дебитов скважин по нефти и воде, а также обводнения добываемой жидкости получены по результатам наблюдения за работой большого количества скважин (скв. 1672, 3041, 1680, 1678, 3004, 3036, 3015, 3037 и др.).

Характер смачиваемости поверхности пор пород-коллекторов оценивался в ТатНИПИнефти по ГИС. Сущность методики оценки характера смачиваемости заключается в сравнении амплитуды кривой ДПС продуктивного пласта с ДПС нижележащего кизеловского пласта и вышележащего тульского песчаного водоносного пласта. Если полученные значения были меньше единицы, то пласт считался гидрофильным, т.е. глинистый материал сосредоточен в уплотненных микропропластках; если полученные значения больше единицы, то пласт — гидрофобный, т.е. глинистые частицы равномерно рассеяны в объеме пласта и они адсорбируют молекулы смол и асфальтенов на своих активных центрах. Далее толстослоистые пласты условно назовем микронеодно-родными, а толстослоистые — макронеоднородными.

Изучение закономерности распространения указанных типов пластов показало, что на Ильмовском месторождении отмечается полосообразный характер развития каждой из групп (рис. 8.11). Наибольший интерес представляет западная зона с микронеоднородным пластом C1bb с большим содержанием остаточной нефти, чем в макронеоднородных пластах. По-видимому, эти зоны являются более перспективными объектами для внедрения третичных МУН. Более слабая промывка микронеоднородных пластов по сравнению с макронеоднородными наиболее ярко иллюстрируется показателями обводнения двух добывающих скважин: скв. 1667 (мик-ронеоднородный пласт) и скв. 1666 (макронеоднородный пласт), находящихся под воздействием одной нагнетательной скв. 553. К 1997 г. обводненность продукции скв. 1666 достигла 92 %, добыто 35 тыс. т попутной воды (рис. 8.12). В скв. 1667 эти показатели составляют соответственно 30 % и

4,4 тыс. т.

Высокая степень обводненности скважин в макронеоднородных пластах объясняется прорывами закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам. Такой вывод следует также из сравнения характеристик вытеснения нефти из макро- и микронеоднородных пластов (рис. 8.13). У первых темп роста добычи нефти при одинаковой промытости породы более низкий. Языкообразный прорыв воды обнаруживается на характеристике вытеснения скв. 1666 — после добычи 11,0 тыс. т нефти, что привело к резкому изменению угла наклона линии на участке IV и быстрому росту обводненности добываемой жидкости. Затем, после проведения изоляционных работ, вытеснение нефти из песчаников восстановилось. В марте 1990 г. наступил новый излом линии, что соот-

Рис. 8.11. Карта распространения микро- и макронеоднородных пластов бобриковского горизонта Ильмовского месторождения.

Пласты: 1 микронеоднородные пласты, 2 — макронеоднородные; скважины: 3 — добывающие, 4 — нагнетательные

1980    1985    1990    1995    Годы

Рис. 8.12. Динамика обводненности продукции скважин в тонкослоистых (скв. 1667) (1) и толстослоистых (скв. 1666) (2) пластах Ильмовского месторождения

, тыс. т

•Г

2

У-*—• ' 1

¦ у*

1

|

1

1

|

| I

О    5    10    15    20    25 30Хев,тыс. т

Рис. 8.13. Характеристика вытеснения нефти для микронеоднородных (скв. 1667) (1) и макронеоднородных (скв. 1666) (2) пластов Ильмовского месторождения

ветствовало снижению темпа добычи нефти. В начале 1995 г. отметился еще один излом линии, после которого темп добычи нефти снизился до минимума; завершилась выработка нефти не только из песчаников (линии I и Я), но и алевролитов (III)', остались в «работе» лишь глинистые алевролиты (участок IV). Однако добыча нефти при этом из глинистых алевролитов — весьма незначительная.

Оценка потенциальных возможностей извлечения нефти из алевролитовых пропластков. На характеристиках вытеснения они отмечены линиями III и IV и соответствуют тому периоду разработки, когда в основном уже исчерпаны извлекаемые запасы из песчаников, а вся последующая добыча нефти продолжается за счет выработки алевролитовых пропластков. Поэтому можно приближенно оценить объем добычи нефти на III и IV стадиях разработки (см. рис. 8.13) путем вычитания из общего объема добытой нефти по скважине того количества нефти, которое приходится на песчаники (т.е. участки I и II).

Сопоставление величин суммарной толщины алевролитовых пропластков и песчаников с объемами добычи нефти из них (см. рис. 8.13) показало, что суммарные отборы нефти для скважин группы с макронеоднородными пластами меньше, чем для группы скважин с микронеоднородными пластами, хотя их толщина в среднем на 20 % больше. По этому способу при известной толщине алевролитов можно прогнозировать добычу нефти за счет активизации разработки пластов путем закачки ПДС и МПДС.

Обобщение приведенных геолого-промысловых материалов показало наличие значительных резервов увеличения добычи нефти по скважинам, дренирующим микронеоднород-ные пласты на рассматриваемом месторождении, путем использования прогрессивных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе ПДС и МПДС.

Подготовка к проведению промысловых экспериментов по применению ПДС и МПДС. Подготовка к проведению промысловых экспериментов на Ильмовском месторождении потребовала проведения исследований по изучению особенностей процессов фильтрации и вытеснения высоковязкой нефти из пористой среды. Известно [81], что нефтеотдача при разработке высоковязких нефтей существенно зависит от содержания в нефти высокомолекулярных компонентов (ВМК) — смол, асфальтенов, парафинов. Нефти, содержащие в своем составе значительное количество ВМК, при определенных условиях обладают структурно-механическими свойствами. Вязкость таких нефтей является переменной величиной, зависящей от напряжений сдвига нефти, а в условиях фильтрации в пласте — от градиента пластового давления. Для описания процессов фильтрации и вытеснения аномально вязких нефтей недостаточны обычные методы, разработанные применительно к нефтям, не обладающим структурно-механическими свойствами. При фильтрации аномальной нефти линейный закон Дарси нарушается. Отклонение от этого закона обусловлено тем, что эффективная вязкость нефти при фильтрации через пористую среду оказывается переменной величиной, зависящей от градиента давления на фронте вытеснения нефти водой.

Для изучения процессов фильтрации и вытеснения нефти Ильмовского месторождения в пористой среде были проведены специальные исследования вначале на моделях однородного пласта по выбранной в разделах 4 и 5 методике. Модели однородного пласта представляли собой цилиндрические трубки из нержавеющей стали длиной 1 м и диаметром 0,03 м, заполненные пористой средой, состоящей из молотого кварцевого песка широкой фракции. Моделировалось содержание остаточной воды. В качестве модели пластовой нефти использовалась дегазированная нефть с добавлением керосина для получения вязкости, соответствующей вязкости нефти в пластовых условиях и равной 100,3 мПа с.

Методика исследования процессов фильтрации состояла в следующем. Через модель пласта фильтровали нефть при ступенчатом увеличении перепада давления на концах керно-держателя от 0 до 0,1 МПа. При каждом значении перепада давления определяли расход нефти и рассчитывали скорость фильтрации.

Из анализа полученных данных, представленных на рис.

8.13, видно, что зависимость расхода жидкости от перепада давления носит нелинейных характер и закон фильтрации Дарси нарушается. Таким образом, нефть Ильмовского месторождения является аномальной. Степень проявления неньютоновских свойств нефти зависит от проницаемости пористой среды и градиента давления.

Как известно, градиент динамического давления сдвига по терминологии [81] зависит для рассматриваемой нефти от коэффициента проницаемости среды: с увеличением проницаемости пористой среды значение начального градиента давления уменьшается. Применительно к условиям продуктивных пластов с высоковязкими нефтями эти результаты позволяют сделать предположение, что в неоднородных пластах для извлечения остаточной нефти, содержащейся в малопроницаемых пропластках, необходимо значительное увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных интервалов пласта по сравнению со случаем маловязких нефтей. Это объясняется тем, что условия

фильтрации аномальной нефти в реальных пластах ухудшаются с уменьшением проницаемости пористой среды.

В лабораторных экспериментах изучались и процессы вытеснения нефти из моделей однородных и послойнонеоднородных пластов водой без ПДС и с применением ПДС и МПДС. Опыты на моделях однородных пластов проводились в режиме постоянного перепада давления на концах кернодержателя. Сравнительные эксперименты проводились с использованием маловязкой девонской нефти (3,84 мПа с) и нефти с повышенной вязкостью (18— 27 мПас) бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения.

Для создания остаточной воды использовалась пластовая вода Ильмовского месторождения с общей минерализацией 250 г/ л. Вытеснение нефти из модели пласта производили закачиваемой в залежь промысловой сточной водой с содержанием солей 130 г/л. Опыты проводились при температуре, соответствующей пластовой рассматриваемого месторождения и равной 30 °С.

По результатам лабораторных опытов установлено существенное влияние вязкости нефти на коэффициент вытеснения. При увеличении вязкости нефти от 3,84 с до 100,3 мПа с, наблюдавшемся в наших опытах, коэффициент вытеснения уменьшился на 13— 16 пунктов, что соответствует данным других авторов [4, 90 и др.].

Для предварительного обоснования проектных расчетов по проведению промысловых экспериментов были проведены лабораторные опыты по вытеснению высоковязкой нефти Ильмовского месторождения из моделей послойно-неоднородных пластов. Модель двухслойного неоднородного пласта состояла из двух кернодержателей длиной 1 м и диаметром 0,03 м, заполненных кварцевым песком широкой фракции. Соотношение коэффициентов проницаемостей пропластков изменялось от 4,8 до 16,0. В опытах моделировалась связанная вода. Модели пласта насыщались моделью пластовой нефти вязкостью 100,3 мПа с. Поддерживалась постоянная температура, равная 30 °С. Вытеснение нефти водой производилось при постоянном расходе нефтевытесняющих жидкостей, обеспечивающем скорости фильтрации, соответствующие пластовым условиям. Процесс вытеснения нефти из пористой среды продолжался до полного обводнения вытесняемой из модели пласта жидкости и стабилизации коэффициента вытеснения.

Лабораторные эксперименты проводились для выяснения особенностей вытеснения маловязкой (ромашкинской) нефти

и высоковязкой ильмовской нефти из послойно-неоднородных пластов водой, имеющей общую минерализацию 130 г/л. В этих опытах для довытеснения остаточной нефти химические реагенты не применялись. В табл. 8.13 и на рис. 8.14 представлены результаты исследований процессов вытеснения маловязкой и высоковязкой нефти из послойнонеоднородных пластов. Анализ приведенных материалов показывает:

конечные коэффициенты вытеснения для маловязкой и высоковязкой нефти из высокопроницаемых прослоев неоднородного пласта имеют сопоставимые значения;

Кп, доли ед.

0,8-

0    1    2    3    456789    10

Объем прокачанной жидкости по пласту, п.о.

Рис. 8.14. Характеристики вытеснения маловязкой и высоковязкой нефтей из моделей послойно-неоднородных пластов:

1 и 2 — коэффициенты вытеснения соответственно маловязкой и высоковязкой нефтей для высокопроницаемого прослоя; 3 и 4 — средние коэффициенты для маловязкой и высоковязкой нефтей; 5 и 6 — коэффициенты

Результаты исследований процесса вытеснения высоковязкой нефти водой из моделей послойно-неоднородного пласта с различным соотношением проницаемостей пропластков

Но

мер

опы

та

Соотно

шение

прони

цаемос

тей

Характеристики пористой среды

Показатели вытеснения нефти водой

Прони

цае

мость,

мкм2

Порис

тость,

%

Началь

ная

нефте-

насы

щен-

ность,

%

Коэф

фи

циент

вытес

нения,

%

Средний коэффициент вытеснения, %

Обводненность продукции, %

1

4,8

1,250

28,5

80,1

67,0

100

0,260

24,2

72,5

58,1

0

62,9

95,2

2

7,2

1,800

29,9

82,8

73,1

100

0,250

24,2

79,3

32,4

55,2

98,3

3

11,8

3,000

29,5

81,0

73,6

100

0,265

23,9

82,9

18,5

0

48,6

99,0

4

16,5

4,300

31,0

87,5

66,6

100

0,265

24,1

82,0

5,7

0

40,9

99,9

при соотношениях проницаемостей прослоев, имевших место в экспериментах (11,5), коэффициенты вытеснения как для маловязкой, так и высоковязкой нефтей оказались низкими, равными соответственно 0,065 и 0,116. С увеличением обводненности вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя до 85— 90 % вытеснение нефти из низкопроницаемого прослоя практически прекращается;

средний коэффициент вытеснения маловязкой нефти наблюдается при отборе жидкости в количестве 1,1 поровых объемов модели пласта, а для высоковязкой нефти этот показатель равен 5,31.

Сравнение динамики изменения коэффициентов вытеснения маловязкой и высоковязкой нефти показывает, что на 1 поровый объем прокачанной жидкости в целом по пласту с высоковязкой нефтью вытесняется 72 % нефти от всего вытесненного объема, остальные 28 % вытесняются при прокачивании 4— 5 поровых объемов воды при обводненности вытесняемой жидкости 95— 99 % (см. рис. 8.14).

Установлено, что до отбора 1,5 поровых объемов жидкости изменение графиков коэффициента вытеснения как маловязкой, так и высоковязкой нефти идентично. Однако при даль-

нейшем увеличении отбора жидкости происходят существенные изменения: для модели с высоковязкой нефтью увеличение коэффициента вытеснения значительно менее интенсивное.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОЙ НА МОДЕЛЯХ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

Как было показано выше на примере разработки продуктивных пластов Ильмовского месторождения, высокая вязкость нефти и неоднородность пород являются важнейшими факторами в формировании остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении. В связи с этим был выполнен комплекс лабораторных исследований процессов вытеснения нефти водой без химических реагентов, с применением ПДС и МПДС путем приближенного моделирования условий разработки рассматриваемого месторождения.

Исследования проводились на моделях послойнонеоднородного пласта в режиме постоянного расхода нефтевытесняющих жидкостей. Пористой средой служил молотый кварцевый песок. Соотношение проницаемостей пропластков изменялось от 4,8 до 16,5, воздухопроницаемость высокопроницаемых пропластков изменялась от 1,25 до 4,3 мкм2, малопроницаемых — от 0,250 до 0,265 мкм2. Насыщение пористых сред проводили по методике, описанной в предыдущих разделах. Для создания остаточной водонасыщенности использовалась пластовая вода плотностью 1183 кг/м3, плотность модели нефти составляла 903 кг/ м3. Вытеснение нефти из моделей пористой среды производилось промысловой сточной водой с содержанием солей 130 г/л. Температура опытов и скорости фильтрации жидкостей соответствовали пластовым условиям Ильмовского месторождения.

Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 8.13 и на рис. 8.15. Как следует из представленных данных, увеличение соотношения проницаемостей пропластков от 4,8 до 16,5 приводит к существенным различиям показателей вытеснения. В процессе вытеснения из-за большого различия подвижностей воды и нефти, а также неодно-родности пропластков происходит опережающее заводнение высокопроницаемого пропластка. К моменту полного обводнения высокопроницаемого пропластка по низкопроницаемому пропластку добывалась безводная нефть. Однако ее расход был сравнительно небольшим, и общая обводненность

О 0,5    1,0    1,5    2,0    2,5    3,0    3,5    4,0    4,5    5,0

Объем прокачанной жидкости по пласту, п.о.

Рис. 8.15. Динамика вытеснения высоковязкой нефти водой из моделей послойно-неоднородного пласта при различных соотношениях проницаемости пропластков:

1 - 4,8; 2 - 7,2; 3 - 11,8; 4 - 16,5

вытесняющей жидкости при этом близка к 100 %. Чем больше различие в проницаемостях прослоев, тем меньшее количество нефти отбирается из низкопроницаемого пропластка.

При изменении соотношения проницаемостей пропластков послойно-неоднородного пласта от 4,8 до 16,5 коэффициент вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка уменьшается от 58,1 до 5,7 %. Усиление неравномерности нефтевытеснения при таком изменении соотношения проницаемостей пропластков приводит к уменьшению среднего коэффициента вытеснения нефти по модели пласта в условиях лабораторного эксперимента от 62,9 до 40,9 %.

Исследования динамики процесса вытеснения высоковязкой нефти водой показали, что отличие значений текущего коэффициента вытеснения в зависимости от степени неоднородности пласта наблюдается с самого начала заводнения (см. рис. 8.14). При этом темп извлечения нефти, определяемый как объем отобранной нефти за определенный промежуток времени, более высокий для модели пласта с меньшим соотношением проницаемостей пропластков. Аналогичный вывод следует также из данных, представленных в табл. 8.13. Например, для модели пласта при соотношении проницаемостей 4,8, с увеличением объема прокачанной жидкости от 1 до 5 поровых объемов прирост среднего коэффициента вытеснения составил 20,8 %, в то время как для модели пласта с соотношением проницаемостей прослоев, равном 16,5, этот показатель оказался равным 7,8 %. Математическая обработка

Результаты математической обработки кривых изменения данных лабораторных опытов по определению среднего коэффициента вытеснения высоковязкой нефти (^„ = 100,3 мПас)

Объем прокачанной жидкости через модель пласта, п.о.

Эмпирическая формула

1,0

Квср = 47,899е-0 022'и

2,0

Квср = 56,796е-0 0242

3,0

Квср = 62,770е-0 0287*

4,0

Квср = 69,350е-0сет*

5,0

Кв.ср = 76,243e-0t№

данных экспериментальных исследований позволила получить эмпирическую зависимость между средним коэффициентом вытеснения, соотношением проницаемостей прослоев х = = k1/k2 и безразмерным объемом прокачанной через образец жидкости, которую можно выразить в виде экспоненциальной функции Квср = Aexp(- bx) (табл. 8.14).

По данным экспериментов установлено, что характерным для всех случаев является то, что с увеличением объема закачанной воды темп отбора нефти снижается. Одна из причин этого явления заключается прежде всего в том, что по мере

Соотношение проницаемостей пропластков

Рис. 8.16. Изменение обводненности вытесняемой жидкости (1) и соотношения скоростей фильтрации по пропласткам двухслойно-неоднородного пласта (2) в зависимости от соотношения проницаемостей пропластков

отмыва нефти из высокопроницаемого пропластка фильтрационное сопротивление его снижается (рис. 8.16), что приводит к неблагополучному изменению подвижностей фильтрующихся по прослоям жидкостей и увеличению соотношения скоростей фильтрации (см. рис. 8.16). В результате комплексного воздействия этих факторов с некоторого момента времени закачиваемая вода фильтруется в основном по высокопроницаемому пропластку, не совершая полезную работу по вытеснению нефти из низкопроницаемого прослоя.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДОВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И МПДС

Для исследования влияния полимердисперсных систем на эффективность довытеснения остаточной высоковязкой нефти были использованы модели послойно-неоднородного пласта.

Методика исследования процесса нефтевытеснения на моделях неоднородного пласта заключалась в следующем. Первичное вытеснение нефти промысловой сточной водой производилось до стабилизации коэффициента вытеснения и практически полного обводнения вытесняемой жидкости. При этом, как правило, нефть в продукции высокопроницаемого пропластка отсутствовала. Затем вводилась оторочка полимердисперсной системы или МПДС, и продвижение образовавшейся оторочки производилось промысловой сточной водой. Прокачивание воды осуществлялось до новой стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости.

В процессе исследования проводились замеры перепада давления, расхода жидкости во времени по каждому пропластку и количеству вытесненной нефти, которые являлись исходными данными для расчетов параметров, определяющих эффективность воздействия химреагентами. Результаты проведенных исследований анализировались по зависимостям текущей нефтеотдачи, обводненности и подвижности от количества прокачанной жидкости.

Прирост коэффициента вытеснения AKBt рассчитывался по разнице между фактическим и прогнозным отбором нефти по формуле:

AV

AKBt = -^,    (8.2)

VHt

где AVHt - объем дополнительно извлеченной нефти из i-ro

Результаты вытеснения высоковязкой ильмовской нефти из моделей послойно-неоднородных пластов полимердисперсными системами

Но

мер

Характеристики пористой среды

Первичное заводнение

Начальная

Коэффици

Средний

опы

Проницае

Порис

нефтена-

ент вытес

коэффици

та

мость, мкм2

тость, %

сыщен-ность, %

нения, %

ент вытеснения, %

1

3,45

28,4

86,2

64,4

0,265

23,9

82,3

10,9

40,6

2

3,20

29,4

71,2

66,2

0,265

23,8

73,2

5,6

40,2

3

3,100

28,4

81,0

69,2

0,250

25,0

84,3

12,4

42,5

Продолжение табл. 8.15

Номер

опыта

Коэффициент вытеснения (%) при значениях безразмерных объемов прокачанной жидкости

ROCT

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

1

1,2

1,9

2,4

2,9

3,4

3,9

1,49

2

2,3

3,5

4,7

59

7,4

8,6

1,60

3

1,8

2,5

3,2

3,9

4,6

5,4

1,65

прослоя пласта, Унг — начальный объем нефти в г-м пропла-стке.

Изменение фильтрационных свойств пористой среды определяли по изменению величины подвижности k/ц и остаточному фактору сопротивления R0CT, определяемому как отношение подвижностей воды, фильтрующейся по высокопроницаемому пропластку, до и после закачки ПДС и МПДС.

Сопоставление значений прироста коэффициента вытеснения и остаточного фактора сопротивления позволяет оценивать степень воздействия на неоднородный пласт. Полученные результаты сравнивали с данными на моделях неоднородного пласта, насыщенных маловязкой нефтью.

Рис. 8.17. Динамика процесса вытеснения высоковязкой нефти (ц„ = = 100,3 мПа-с) из модели послойно-неоднородного пласта с применением ПДС:

а - по пласту в целом, б - по низкопроницаемому пласту, в - по высокопроницаемому пропластку; 1 - средний коэффициент вытеснения (KB) в целом по модели и коэффициент вытеснения нефти по пропласткам (Kb1, Kb2); 2 - обводненность вытесняемой жидкости; 3 - скорость фильтрации BV,*,)

Результаты проведенных исследований представлены в табл. 8.15 и на рис. 8.17. Как следует из представленных данных, при закачивании ПДС в модель пласта с остаточной высоковязкой нефтью остаточный фактор сопротивления соста-

вил 1,49, что несколько меньше, чем для пласта с маловязкой нефтью. Характер изменения кривой фильтрационного сопротивления предопределяет и величину прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из неоднородного пласта. После закачки 1,5 порового объема воды после ПДС прирост коэффициента вытеснения для пластов составил 2,4 % против 4,7 % для пласта с маловязкой нефтью в аналогичных условиях. Улучшение процесса вытеснения при этом происходит за счет увеличения охвата пласта воздействием за счет активизации вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка.

Таким образом, применение ПДС в пластах с высоковязкими нефтями при одинаковых технологических параметрах будет менее эффективно, чем при вытеснении маловязких нефтей. По нашему мнению, повышения эффективности вытеснения остаточной высоковязкой нефти можно добиться двумя способами:

изменением технологических параметров ПДС;

модификацией ПДС с помощью химреагентов, усиливающих воздействие ПДС, вследствие увеличения остаточного сопротивления для фильтрации воды в промытых зонах пласта.

ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Для проведения опытно-промышленных работ на Ильмовском месторождении на первом этапе было выбрано три опытных участка с нагнетательными скв. 1679, 1665 и 1673.

На выбранных опытных участках была проведена уточненная интерпретация данных ГИС с целью оценки неоднородности, проницаемости и толщины продуктивных пластов.

Из опыта разработки известно, что низкопроницаемые коллекторы С1ЪЪ с коэффициентом проницаемости менее 0,200- 0,30 мкм2, как правило, не участвуют в разработке. Поэтому все пропластки с проницаемостью менее 0,300 мкм2 (алевролиты) были отнесены к группе низкопроницаемых, не участвующих в разработке, и обозначены в качестве первоочередных объектов воздействия. Пропластки с проницаемостью более 0,300 мкм2 выделены в группу основных. Результаты работ по изучению распространения алевролитов представлены на рис. 8.18. Доля алевролитовых пропластков составляет 49— 46 % от перфорированной толщины продуктивного пласта (2,6— 2,8 м).

Рис. 8.18. Карта распространения алевролитов в продуктивных пластах бобриковского горизонта Ильмовского месторождения:

1 и 2 — добывающие и нагнетательные скважины соответственно; зоны с толщиной пласта: 3 — более 3 м, 4 — от 1,5 до 3 м, 5 — менее 1,5 м

Для обоснования надежности распределения пропластков монолита на группы основных и низкопроницаемых с повышенным содержанием остаточной нефти изучалась зависимость между удельной накопленной добычей нефти и удельной накопленной добычей воды для основного пласта. Результаты этих работ показали, что вода поступает не во все основные пропластки. Так, в микронеоднородных пластах закачиваемая вода продвигается лишь по наиболее проницаемым пропласткам, а среднепроницаемые и низкопроницаемые пропластки остаются неохваченными заводнением. Эта особенность нефтевытеснения сказывается на характере обводнения скважин. Для микронеоднородных пластов небольшой процент воды в добываемой продукции отмечается через 3— 5 месяцев эксплуатации — скв. 1678, 1680, а у мак-ронеоднородных — лишь через 20— 45 мес. В скв. 3015 первые признаки наличия воды установлены лишь через 43 мес после начала заводнения (табл. 8.16).

Таблица 8.16

Показатели разработки опытного участка Ильмовского месторождения с нагнетательной скв. 1679 к началу эксперимента

Реагирующие добывающие скважины

Накопленная добыча нефти, т

Накопленная добыча воды, т

Обводненность продукции, %

1672

27,531

8,447

49,3

1678

12,761

5,807

97,3

1680

25,460

7,768

99,2

3004

31,000

4,992

25,3

3037

22,551

20,232

97,3

Продолжение табл. 8.16

Реагирующие добывающие скважины

Толщина перфорированного интервала, м

Толщина, м

Предполагаемый коэффициент охвата пласта разработкой

основной

части

пласта

резервной части

резервной части, скоррелированной с нагнетательной

1679*

6,2

3,4

2,8

2,8

0,55

1672

7,2

4,7

2,5

2,0

0,65

1678

4,4

1,8

2,6

2,1

0,41

1680

5,1

2,6

2,5

2,5

0,51

3004

8,4

4,8

3,6

3,6

0,57

3037

8,0

4,4

3,6

3,6

0,55

* Нагнетательная скважина.

Проведена также пространственная корреляция пропластков от нагнетательных к добывающим скважинам. Установлено, что в большинстве случаев низкопроницаемые пропластки удовлетворительно выдерживаются на площади опытного участка.

Как известно, «языковые» прорывы закачиваемой воды в микронеоднородных пластах осложняют процесс разработки — остается большой объем неохваченных среднепроницаемых пропластков, которые мы здесь выделили как основные. Об этом свидетельствует и относительно низкая обводненность микронеоднородных пластов.

Результаты комплексного изучения строения и физических свойств пластов, динамики обводнения продукции скважин, а также данные по оценке охвата пластов воздействием закачиваемой воды показали, что условия разработки залежей в бобриковском горизонте соответствуют предварительно выработанным критериям применимости ПДС и МПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения добычи попутной воды.

Подготовка и проведение промыслового эксперимента на Ильмовском месторождении проводились в соответствии с

Рис. 8.19. Технологические параметры закачивания модифицированной полимердисперсной системы (МПДС) в нагнетательную скв. 1679:

1— раствор ПАА; 2— вода; 3— глинистая суспензия; р„ — давление нагне-

Технологические параметры закачивания ПДС и МПДС на опытных участках Ильмовского месторождения

Номер

нагне

татель

ной

сква

жины

Количе

ство

циклов

Расход реагентов

Общий объем закачки, м3

Приемистость нагнетательной скважины, м3/ сут

Давление нагнетания воды, МПа

ПАА,

т

Глино

поро

шок,

т

перед

закач

кой

после

закач

ки

перед

закач

кой

после

закач

ки

1679

3

(1-й этап)

2

(2-й этап)

0,3

0,2

12

8

1000

288

235

240

210

3

8

8

12

1665

6

0,36

126 м3 (состав)

1200

360

150

4

10

1673

6

0,36

133 м3 (состав)

1240

480

160

4

10

требованиями инструкции по применению ПДС и МПДС для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.

Обработки первых нагнетательных скважин 1679, 1665, 1673 были выполнены в период с 03.1998 г. по 12.1998 г. В процессе обработок контролировали концентрацию полимера, глины, модифицирующих химреагентов, их объемы, давление закачки. Параметры технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС и режимы их закачивания приведены в табл. 8.17.

Обработка нагнетательной скв. 1679 была проведена в марте 1998 г. Перед закачкой реагентов приемистость скважины составила 288 м3/ сут при давлении нагнетания на устье

3,0 МПа. Всего за пять циклов было закачано 1000 м3 технологических жидкостей. В качестве буферной жидкости между раствором полимера и глинистой суспензией использовалась пресная вода. Давление нагнетания в процессе закачки плавно возрастало (рис. 8.19), приемистость нагнетательной скважины в конце закачки снизилась до 210 м3/сут, а давление закачки выросло до 12,0 МПа. Общий расход ПАА составил

0,5 т, глинопорошка — 20 т.

Приготовление и закачка технологических жидкостей во все остальные водонагнетательные скважины производилась по принятой технологии для скв. 1679.

1. Важным результатом промысловых испытаний является подтверждение возможности закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС в продуктивные пласты с относительно низкой приемистостью для воды, сложенные песчаниками и слабопроницаемыми алевролитами и насыщенные высоковязкими нефтями, без серьезных осложнений.

2.    В процессе последовательной циклической закачки в водонагнетательные скважины водных растворов ПАА и слабоконцентрированной глинистой суспензии происходило неуклонное повышение давления нагнетания (см. рис. 8.18) и после закачки ПДС (МПДС) наблюдалось уменьшение коэффициента приемистости нагнетательных скважин. Эти изменения косвенно свидетельствуют о существенном увеличении фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых пропластков продуктивного пласта.

3.    По данным промысловых наблюдений за работой реагирующих скважин установлено, что после закачки ПДС (МПДС) большинство из них среагировало снижением обводненности добываемой жидкости. Так например, в двух добывающих скважинах 1672 и 1678 опытного участка нагнетательной скважины отмечается уменьшение обводненности жидкости и увеличение дебита по нефти (рис. 8.20). На работу этих скважин оказало положительное влияние закачка МПДС в нагнетательную скв. 533. Скв. 1672 расположена между нагнетательными скважинами 1673 и 553, а скв. 1678 находится в зоне развития макронеоднородных пластов, где высока вероятность образования фильтрационных «коридоров», что подтверждается быстрым обводнением скважины до 95 %. После воздействия на пласт закачкой МПДС обводненность продукции скв. 1678 снизилась на 67 % (см. рис. 8.19). В скв. 1672 содержание попутной воды уменьшилось на 8 %, а дебит по нефти вырос на 2,4 т/ сут. Наибольшая дополнительная добыча нефти получена по скв. 1678, в разрезе которой продуктивный пласт является макронеоднородным.

На участке нагнетательной скв. 553, в разрезе которой пласт является макронеоднородным, добывающие скв. 1666 и 3036 эксплуатируют пласт с одинаковым типом неоднородности. После закачки ПДС дебит скв. 1666 по нефти через

3 мес после обработки вырос с 2,3 до 7,0 т/ сут, а обводненность снизилась с 79 до 55 %, что позволило получить значительное количество дополнительной нефти. Такие же изме-

Рис. 8.20. Изменение обводненности добываемой жидкости, дебита по нефти и жидкости скв. 1678 (а) и 1672 (б) после закачки МПДС по годам:

1 — дебит нефти, 2 — дебит жидкости, 3 — обводненность

нения произошли в показателях работы реагирующей скв.

3036.

По участку нагнетательной скв. 553 накопленная дополнительная добыча нефти по данным учета работы скважин составила 434 т. Однако при этом не учитывалось положительное влияние закачки ПДС на показатели скв. 1672 и 1678. Поэтому фактическая эффективность обработки скв. 553 гораздо больше.

Результаты промысловых экспериментов по оценке эффективности применения ПДС и МПДС для увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью Ильмовского месторождения (по состоянию на 01.07.2001 г.)

Метод

ПНП

Горизонт

Номер

нагнета

тельной

скважины

Количество добывающих скважин

Дата обработки

Дополнительная добыча нефти, т

МПДС

Бобриков-

553

5

24.12.97

9923*

ский +

1665

5

28.12.98

9060*

радаев-

1673

2

10.01.99

3109*

скии

1679

4

20.03.98

3889

3003

1

05.03.99

0

3045

2

28.10.00

852

3046

1

04.11.00

0

МПДС-А

Бобри-

1655

2

10.10.00

1366*

ковскии

1681

2

20 10 00

1337*

+ радаев-

скии

Всего по МУН

24

29536

* Эффект продолжается.

Всего на двух опытных участках скв. 553 и 1769 Ильмовского месторождения дополнительно добыто 2459 т нефти, что свидетельствует о высокой эффективности технологии увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкими нефтями с применением ПДС и МПДС. Результаты эффективности применения МУН на основе ПДС и МПДС на скважинах Ильмовского месторождения приведены в табл. 8.18.

8 ВОПРОСЫ ГИДРОТРАНСПОРТА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

о    О    и    и

двойной бурильнои колонной

8.1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ СООТНОШЕНИЯ В СЛУЧАЕ, КОГДА ВЫБУРЕННАЯ ПОРОДА ПРЕДСТАВЛЕНА В ВИДЕ "ШЛАМА"

Давление у нижнего торца двойной бурильной колонны, или забойное давление, согласно формуле (3.21) можно найти так:

Р заб = Y жЧ ж+у тЯ т 1 +    (13,55q т2 + 4,5q тЯ ж + Я Ж)0,25 X

где рн — давление нагнетания;    Аркп    —    потери    давления в

кольцевом пространстве,    образованном    между    внешней и

центральной колоннами бурильных труб.

Если r3 — радиус внутренней полости внешней колонны, а r2 — радиус внешней поверхности центральной колонны, то для определения Аркп при условии турбулентного режима течения в соответствии с формулой Дарси — Вейсбаха можем составить следующее выражение:

Арк.п = Xк.п /ж^п) •    (8.4)

4g(r3- r2)

Согласно формуле Блазиуса

-.0,25

и жд

n (r3- r2) (r3- r2) g

Из равенства значений рза6, рассчитанных по (8.1) и (8.8), получим    следующее выражение    для    определения    давления

нагнетания:

Y т - Y ж j +    0,066515[i ?,25Y ?,751g j;75    + 0.241431ц ж25 (13 55ч 2 +

При значении умех, а следовательно, и дт значение рза6 по аналогии с (3.21) имеет минимум относительно дж. Таким образом, расход жидкости можно определить по уравнению (3.25). Значит, при заданных умех и m по формуле (8.2) находим чт, что позволяет вычислить

А _ 0,24143|1 ж,25чт75

Y ^g 0,75d4,75

Тогда по трансцендентному уравнению (3.25) определяем расход жидкости. Отметим, что многими исследователями была установлена зависимость между буримостью породы и забойным давлением, т.е. факт увеличения умех с уменьшением Рзаб.

В табл. 8.1 приведены значения дт, найденные при m = 0,2 и различных R и умех, представляющих интерес для практики проводки скважин двойной и бурильной колонной.

R, м

дт, м3/с, при различных Уме1, м/ч

100

200

300

400

500

600

700

0,0420

0,0465

0,0560

0,0755

0,0960

0,000123

0,000151

0,000219

0,000398

0,000643

0,000246

0,000302

0,000438

0,000796

0,001287

0,000369

0,000453

0,000657

0,001194

0,001930

0,000492

0,000604

0,000876

0,001599

0,002574

0,000616

0,000755

0,001095

0,001990

0,003217

0,000738

0,000906

0,001314

0,002388

0,003860

0,000861

0,001057

0,001533

0,002786

0,004504

Из табл. 8.1 видно, что расход твердой фазы может быть значительным.

По уравнению (3.25) найдем оптимальные значения дЖ ПРИ ^ж = 10-3 Па-с, уж = 104 Н/м3, у т = 2,6 и различных умех, R

и внутреннем диаметре d центральной колонны (табл. 8.2).

Так как дЖ = ?ж/?т, то по данным, приведенным в табл. 8.1 и 8.2, были найдены значения дж, приведенные в табл. 8.3.

Та б л и ца 8.2

R, м

дж при различных

^ме1 м/ч

100

200

300

400

500

600

700

d =

0,042 м

0,0420

15,1

9,4

7,4

5,6

4,8

4,3

3,7

0,0465

13,5

8,4

6,1

4,7

4,1

3,5

3,0

d =

0,054 м

0,0560

15,5

10,5

7,8

6,3

5,2

4,5

3,9

0,0755

11,0

6,7

4,7

3,9

3,2

2,7

2,4

d =

0,065 м

0,0960

11,4

6,7

4,9

3,9

3,3

2,8

2,5

Т а б л и ц а 8.3

R, м

дж,10-3 м3

при различных уме1,

м/ч

100

200

300

400

500

600

700

d =

0,042 м

0,0420

1,857

2,312

2,731

2,755

2,957

3,173

3,186

0,0465

2,038

2,537

2,763

2,838

3,095

3,171

3,171

d =

0,054 м

0,0560

3,394

4,595

5,125

5,519

5,694

5,913

5,979

0,0755

4,376

5,333

5,612

6,209

6,368

6,448

6,668

d =

0,065 м

0,0960

7,330

8,622

9,457

10,039

10,616

10,808

11,260

Данные, приведенные в табл. 8.1 и 8.3, позволяют по формуле (7.9) определить давление нагнетания. Для проведения расчетов принято, что при d = 0,042 м или r2 = 0,024 м r3 = = 0,0305 м; при d = 0,054 м или r2 = 0,030 м r3 = 0,0385 м; при d = 0,065 м или r2 = 0,0375 м r3 = 0,048 м. Расчеты проводились при у т = 2,6-104 Н/м3, у ж = 104 Н/м3, и = = 0,001 Па-с, l = 100 м.

Очевидно, что при l * 100 м значение рн изменяется в кратное число раз по сравнению с данными, приведенными в табл. 8.4.

Согласно (2.8) при Re > 1500 скорость свободного падения частицы диаметром d^. можно определить по формуле

vs = 0,66395J^(уту-у)д .    (8.10)

В табл. 8.5 приведены значения vs при различных d^.. Здесь же даны значения параметра Рейнольдса Re при обтекании частицы

Re = VsiL. ид

По данным, приведенным в табл. 8.3, были найдены значения средней скорости движения жидкости в трубе v (табл. 8.6).

Та б л и ца 8.4

R, м

рн,105 Па,

при различных v^,

м/ч

100

200

300

400

500

600

700

d =

0,042 м

0,0420

2,555

3,942

5,235

5,991

6,716

7,302

8,554

0,0465

2,973

4,575

5,810

6,726

7,878

8,761

9,516

d =

0,054 м

0,0560

2,527

4,439

5,508

6,925

6,974

7,760

8,400

0,0755

3,289

4,963

7,190

8,754

9,926

10,971

12,142

d =

0,065 м

0,0960

3,289

4,963

6,365

7,618

8,829

9,870

11,000

Т а б л и ц а 8.5

d-p, м

vs, м/с

Re

d-p, м

vs, м/с

Re

0,007

0,22007

1570,33

0,014

0,31123

4416,11

0,008

0,23527

1918,61

0,016

0,33272

5426,6

0,010

0,26304

2681,34

0,018

0,35290

6475,23

0,012

0,28815

3524,77

0,020

0,37199

758 300

R, м

v, м/с,

при различных ^е1,

м/ч

100

200

300

400

500

600

700

d

= 0,042 м

0,0420

1,340

1,669

1,971

1,988

2,134

2,290

2,300

0,0465

1,471

1,831

1,994

2,048

2,234

2,289

2,289

d

= 0,054 м

0,0560

1,482

2,006

2,238

2,410

2,486

2,582

2,611

0,0755

1,911

2,327

2,450

2,711

2,780

2,815

2,911

d

= 0,065 м

0,0960

2,227

2,598

2,850

3,025

3,199

3,257

3,393

Из сравнения данных, приведенных в табл. 8.5 и 8.6, видно, что во всех случаях vvs, т.е. имеет место вынос выбуренной частицы.

Таким образом, приведенные соотношения позволяют рассчитать все технологические параметры, связав их с механической скоростью проходки скважины.

Из данных табл. 8.4 следует, что с увеличением глубины скважины давление нагнетания может возрасти и ограничить тем самым возможность использования двойной бурильной колонны.

Поэтому представляется целесообразным исследовать возможность применения аэрированных смесей, что должно обусловить снижение р6аш, а значит, и рн.

8.1.1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ В СЛУЧАЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ ДВОЙНОЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АЭРИРОВАННЫХ СМЕСЕЙ

В данном случае нисходящий поток аэрированной смеси, движущейся в пространстве между внешней и центральной колоннами, не содержит твердой фазы; в внутренней полости наблюдается движение смеси, состоящей из воздуха (газ), жидкости и выбуренной породы достаточно высокой концентрации.

Для расчета нисходящего потока истинная (объемная) концентрация по формуле Н.Г. Леонова и В.И. Исаева определяется так:

ф = ^    в,    (8.11)

VFr - 0,45

где Fr — параметр Фруда,

Fr=-Чж-2-.    (8.12)

2п 2g(3- r2)()2 - J22) (1 - в)2

Так как

ч р

аа

в = Чж р ,    (8.13)

Ч р

+1

Чж р

то выражение (8.12) можем переписать в следующем виде:

2

Fr =-(8.14)

2п 2g(r3 - r2 )( r32 - r2)

При r3 = 0,0305 м и r2 = 0,024 м

Fr= 6330939,88чж(— + 1+ .    (8.15)

Поэтому в соответствии с (8.11) запишем

ф =    в.    (8.16)

Значит, согласно (5.11), (5.12) и (8.16)

0 25 0 75    I    \ 1,53

dpтр    = 0,241434 ^ ' Yж Чж ( ГРа + р - dx,    (8.17)

g0,75(D - dj4,75 * р J

где D — внутренний диаметр внешней колонны бурильных труб; ён — наружный диаметр внутренней трубы.

Для дифференциально малого объема смеси, ограниченно-

го высотой, составим следующее уравнение динамического равновесия:

— dp + уж(1 — y)dxdp^ = 0.    (8.18)

Тогда по (8.16) - (8.18)


0 25 0 75 175/    *    1,53

0,241434и 0,25у ж ( Гр а + Р


PY,


dp


dx.


Гра + P    д0,75 (D - d)4'75    ) P

Разделив переменные, получим


р


баш


Ра + P)dP


Y ж1 - f


(8.19)


х 2,53

* rPa + P-) P j


1 - а


0,241434и 0,25q Ц5

д0,75(d d )4,75Y 0,25'

д (D - dн) Y ж


где a1


Можно убедиться в том, что << 1.


.    .    2,53

- (V+


Соотношение (7.19) заменим выражением


p баш ,    >3,53

( Гра + p+


у ж1=rPaf dP + f dP+a1 f (^p


dP.


(8.20)


Для того чтобы раскрыть третий интеграл правой части выражения (7.20), проведем последовательно следующие две замены:

Гра + р    2

X - а , X = У12.


Тогда получим


Р


баш


5    5    +

Хб2аш -хн + 2 ixL-xfl + 3*VX“


/,    ,    3,53

(,?ра_+р +    dp - -2аГр?

P н ) P j


1~    )+ VXбаш    VXбаш +1     VXн    in VXн +1     3VXбаш_ +    3VXH_

1-Хбаш    ^-1    1-Xн    ¦\1%н -1    2(1-Xбаш)    2(1-xн)


Следовательно, по (8.20) можем записать:

5    5

2    2    (    3

хбаш хи + ^1 х 2 2 I + 5    + 31 Л баш Л н | +


Р


Ра


а


а


JjJ = rin Рбаш + Рбаш - Рн _ 0,482868 дж4175Г


Рн


IX    -    /X + + УХбаш ln VХбаш + 5Ух in Ухй + 1 -    Хбаш +

+3


\х баш    Л/Хн j    1-Хбаш    JX~ - 1    1    -Хн л/^ - 1    2(1 - Хбаш)

3УХ7 + X ln баш +1)(УХн 1

(8.21)


2(1 Х н)    2    (х баш -1)(С + 1

где х = ГРа + Рбаш ; х = ГРа + Рн ; д.. = •'•А'3 Лбаш        Лн    f    4ж

Рбаш    Рн    1 3    19/_

Yжff 7Р - dн)19/7

Для восходящего потока, состоящего из жидкости, газа и выбуренных частиц, получим уравнение (5.19). Здесь концентрация твердой фазы в жидкости в соответствии с (8.2) определяется так:

а0 = п^мех(1 - т)    .    (8.22)

nR ^мех(1 - m) + дж

Y 1

Так как значения    найденные по выражениям (5.44) и

Ра

(8.21), равны, то получим следующее соотношение для определения давления нагнетания:

(    +    Г + 0,19

. 0,75

Рба


Y т +

+ 0,3887д ж75Г| 1 + -^ -1т. |

( Y т 1 -1)


Расчеты по определению р6аш и рн проводятся так.

При заданных R, vMex и m по (8.22) определяем а0. Далее при известных дж, ут, уж, Г, d или r2 задаемся различными р6аша и по уравнению (5.44) рассчитываем соответствующие значения уж!/ра. Зная уж!/ра, находим р6аш. Далее, подставив найденное значение р6аш в (8.23), методом последовательных приближений определяем давление нагнетания рн.

В изложенной последовательности найдем р6аш и рн при умех = 200 м/ч = 0,0555 м/с, m = 0,2, R = 0,042 м, r2 = = 0,021 м или dн = 0,048 м, D = 0,061 м или r3 = 0,0305 м, ^ = 10-3 Па-с, дж = 0,001 м3/с, у т = 2,6-104 Н/м3, у ж = = 104 Н/м3, Г = 20 м33, d = 0,042 м, ру = ра.

Согласно (8.22) а0 = 0,1976.

Принимаем а0 = 0,2.

Имеем также

20 +

?баш =-р^, q = 0,205, р' = Г ^ = 2,222 -105 Па,

3,8 +    9

ра

1+^-

|' =-Гр^ - 111111 - 3,6900.

0,19 + JL    0'30111

ГРа

Согласно (5.44)

^ - 0,75978(6,3804 + 2,222 -1) + 12,27231n-р-

ра    44,6344

+ рбаш - 2,222-105 + 0,485527-1,4558(1,5 + 0,402 + 0,07551)025 х

1,32ра

( 5    +    (    3    +    __I

11 ?62аш - 26,1561 + 3 Цаш - 7,08821 + 3(1^ - 1,9209+) + т-|ш_ х

I& + 1    15) I    1    (Ч^баш + 1|°'31527

х ln-Раш--0,71410-1,1543 - ,511баш +1,0711 +1 in

^баш - 1    1    1баш    2    л/^баш - 1

или

20 рбаш + 0д9    5

- 5,7763 + U27231n-ра-+ Рбаш - 2,222-10 + 0,8382 х

Ра    44,6344    1,32 ра

( 5    ___

|2аш - 15,4724 + -^    ini1^ + 1 - iiWle

3 ~    1    -    |баш    -1    1    -    |б

5


^баш + 1>)

0,31527


+ 1 in--

(8.24)


2    А/^баш - 1

В табл. 8.7 приведены значения уж1/ра, найденные по выражению (8.24) при различных р6аша.

Перейдем к расчету давления нагнетания.

Допустим, что длина колонны труб составляет 490 м. Тогда согласно табл. 8.4 р6аш = 30-105 Па. Следовательно, Xбaш = = 1,667; VX^= 1,2911, |6аш = 1,4793;    = 1,216, # =

= 1,9209. Имеем также д" = 4,9479.

Рб»щ

р.

Y ж1

D.

рбаш

Ра

Y ж1

D.

рбаш

Ра

Y ж1

D.

рбаш

Ра

Y ж1

D.

10

23,776

40

58,872

70

84,664

100

107,580

15

31,331

45

63,496

75

88,661

105

111,266

20

37,787

50

67,609

80

92,516

110

114,845

25

43,608

55

72,283

85

96,347

115

118,403

30

48,987

60

76,527

90

100,589

120

122,050

35

54,050

65

80,624

95

103,917

125

125,521

В соответствии с (8.23) получим:

5

*5879 -хН + 2 (2,1523 -хН I +


18,311 - 20in-30 + рн + 158,524

53


Рн Ра

+315,4772 -д/х н | - 109023 - -^ln ^ + 1 + ^хН ¦

1    ^    ^    1 -хн д/хн - 1    2(1 -хн)

0.    (8.25)

7,87049((Г + 1)

+—in-p=L-

2    л1%Н-1


Методом последовательных приближений по уравнению (8.25) получено рн = 6,7-105 Па.

Представляет интерес при принятых исходных данных определить давление нагнетания в случае промывки водой, а не аэрированной смесью.

При принятом а 0 = 0,2 и дж = 0,001 м3/с находим дт =

=    = 0,00029 м3/с.

1-а 0

Тогда по формуле (8.9) при 1 = 490 м получим

1,6 • 104 • 0,00029 • 490    0,00118282 • 1000 • 490 • 0,000005623

°,00129    7,4133(0,00093025 - 0,000578)1,750,001846 • 5,5431

+-21 03717-(0,114 -10-5 + 0,1309 •10-5 + 0,1 10-5)0 25(10 + 7,54)0,75 х

5,5431- 0,289 • 10-6

х 0,035917;

рн = 17,625Т05 + 4,7434405+ 1,7421 ^105 = 24,11 105 Па. 116

Как и следовало ожидать, с переходом на бурение скважины аэрированной смесью наблюдается значительное снижение давления нагнетания.

Аналогично можно выполнить расчеты при любых других исходных данных.

Очевидно, что и в данном случае р6аш или рза6 имеет минимум относительно дж. Так как р6аш = /(дж) выражается не в явном виде, а может быть установлено из трансцендентного уравнения (5.44), то для определения оптимального дж (при заданном Г = даж) следует провести серию расчетов и, построив график зависимости р6аш = /(дж), найти расход жидкости, обеспечивающий минимум р6аш или рза6 .

8.2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ СООТНОШЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ ГЛИНИСТЫМ РАСТВОРОМ

Ранее было показано, что при течении вязкопластичной жидкости в трубе критическое значение параметра Рейнольдса определяется по формуле (1.38).

Значение критического параметра Рейнольдса при течении вязкой жидкости в пространстве между двумя цилиндрами находим следующим образом [14]:

при 0 < га < 0,690

Кекркп = 2320 — 1976,577га; при 0,700 < га < 0,995

(8.26)


Кекркп = — 6740,7 + 10 958,324га,

(8.27)


где Га = Г2/Г3.

Считаем, что при динамическом напряжении сдвига т0 = = 0, т.е. при параметре Хедстрема в кольцевом пространстве Некп = 0 выражения (8.26) и (8.27) являются исходными для определения Иекркп при течении вязкопластичной жидкости.

В работе [14] показано, что при га ^ 0 соотношение, справедливое для кольцевого пространства, переходит в расчетную формулу для трубы. Это обстоятельство дает основание считать, что по формуле (1.38) можно найти Иекркп при течении вязкопластичной жидкости для частного случая, т.е. ra = 0.

Таким образом, вычислив по формуле (1.38) ряд значений К-екр.к.п при заданных Некп и отложив их на вертикальной оси, от полученных таким образом точек проводим соответствующие кривые, эквидистантные к кривой, построенной при Некп = 0.

Аппроксимация полученных таким образом зависимостей позволила составить следующие расчетные соотношения для определения критического параметра Рейнольдса при течении вязкопластичной жидкости между двумя цилиндрами [14]:

при 0 < га < 0,690 Иекркп = 2320 + 32,2556 Не^3043 - 1976,577га;    (8.28)

при 0,700 < га < 0,990 Кекр.к.п С(НеКЛ) + Ш958,324?^

где НеКЛ = 4т0(?3 -2?2) Y .

gn

Значения С(Некп) приведены в табл. 8.8.

Аппроксимация данных, приведенных в табл. 8.8, позволила получить выражение

С(Некп) = - 6740,7 + 29,05 Не^4п406.

В табл. 8.9 приведены значения га при различных r3 и r2, представляющих интерес для практики проводки скважин двойной бурильной колонной.

Из табл. 8.9 видно, что при решении задач, связанных с бурением скважин двойной колонной, режим течения устанавливается по формуле (8.29) и табл. 8.8.

В циркуляционной системе скважины при условии, что глинистый раствор на поверхности подвергается очистке, на-

?3, м

^ м

Га

0,0305

0,0385

0,0450

0,0480

0,0240

0,0300

0,0375

0,0375

0,78688

0,77922

0,83333

0,78125


Т а б л и ц а 8.8    т    а    б    л    и    ц    а    8.9

Не,,

С(Нек.п)

Не

С(Нек.п)

0

10 000 100 000 200 000 400 000 800 000

-6740,70

-5059,56

-2250,56

- 447,66

1826,67

4695,46

1 000 000 1 200 000 1 400 000 1 600 000 1 700 000

5770.03 6709,64

7705.03 8314,02 8672,30

блюдаются нисходящее движение глинистого раствора в кольцевом пространстве (здесь раствор свободен от выбуренной породы) и восходящий поток, насыщенный «шламом».

Очевидно, что параметр Рейнольдса при течении глинистого раствора в кольцевом пространстве находим как

Re-п - (2Уж?" •    (8.30)

n(r3 + ^д

При ReK^ < Re^^ движение глинистого раствора в кольцевом пространстве происходит при структурном режиме, в противном случае — при турбулентном режиме.

Критическое значение параметра Рейнольдса при течении смеси глинистого раствора с выбуренной породой вычисляют по формуле (6.2).

Для определения режима течения смеси необходимо найти параметр Рейнольдса:

Re^ - 4(дж + ?т)усм .    (8.31)

п^смд

Из сравнения Re^ и Re^ по (6.2) определяем режим течения смеси глинистого раствора с выбуренной породой во внутренней полости центральной колонны.

Учитывая значительный диапазон изменения уж, усм, пж, Псм, т0 и дсм, можно сделать вывод, что течение жидкости в циркуляционной системе глинистого раствора возможно при различных сочетаниях режимов движения в кольцевом пространстве и внутренней полости колонны труб. Наиболее вероятными сочетаниями могут быть течение при структурном режиме течения в кольцевом пространстве и трубе, структурном режиме течения в кольцевом пространстве и турбулентном режиме в центральной колонне, турбулентном режиме течения как в кольцевом пространстве, так и во внутренней полости бурильных труб.

8.2.1. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА МЕЖДУ ДВУМЯ КОНЦЕНТРИЧНО РАСПОЛОЖЕННЫМИ ЦИЛИНДРАМИ ПРИ СТРУКТУРНОМ РЕЖИМЕ

При структурном течении вязкопластичной жидкости часть кольцевого пространства занята ядром потока, в пределах которого скорость не изменяется или градиент скорости равен нулю. Величина ядра характеризуется его радиусами р1 и

Р22 > Р1). Следовательно, в области, заключенной между радиусами р1 и r2(r2 — внешний радиус центральной колонны),

градиент скорости    > 0, а в области между радиусами р2 и

dr

r3(r3 — внутренний радиус внешней колонны) наблюдается

du2

движение при отрицательном градиенте скорости, т.е. —2<

dr

< 0.

Для решения задачи необходимо определить скорость в любой точке положительного и отрицательного градиентного слоя и ядра потока. По найденным значениям скорости рассчитывают расходы через перечисленные области, что позволяет определить расход через все поперечное сечение кольцевого пространства.

Решим задачу, пользуясь системой дифференциальных уравнений Генки — Ильюшина. Поскольку рассматривается прямолинейное симметричное движение, то

___ f\    du    f\

ur = иф    = 0    — = °.

Эф

Из уравнения неразрывности

^ = 0.

dz

Следовательно, в соответствии    с    системой    дифференциальных уравнений Генки — Ильюшина    для    внутреннего и

внешнего градиентных слоев можно записать:

где r — расстояние от оси цилиндра до рассматриваемой точки.

Уравнение (8.32) представим в виде

д d(rdU- J + ю = -др .

r dr * dr, r    l

Отсюда

u1 = - Др- -1° r + c1lnr + c2.    (8.34)

4nl    П

Аналогично из уравнения (8.33) можно записать: u2 - -    + — r + c3lnr + с4.    (8.35)

4nl    n

Для определения произвольных постоянных и радиусов ядра необходимо соблюдать следующие граничные условия: 1) скорость жидкости во внутреннем градиентном слое на поверхности внутреннего цилиндра равна нулю; 2) градиент скорости во внутреннем градиентном слое на границе ядра равен нулю; 3) градиент скорости во внешнем градиентном слое на поверхности ядра равен нулю; 4) скорость жидкости во внешнем градиентном слое на поверхности внешнего цилиндра равна нулю; 5) скорость жидкости во внутреннем и внешнем градиентных слоях на границе ядра переходит в скорость самого ядра.

Перечисленные условия математически записываются так:

при r = r0 u1 = 0,    (8.36)

(8.37)

при r = r1 u2 = 0,

(8.38)

(8.39)


U1 r-p1 - U2 r-p2'

Используя (8.36) — (8.39), находим

(8.40)

4P)r22 - 2 pM + I°(r2 -P1lnr2);

(8.41)


4n1 v    >    n

(8.42)

4P (r32 - 2 p2lnr3) - — (r3 - P2lnr3). 4n1 '    '    n

(8.43)


Таким образом, по (8.34), (8.35) и (8.40) — (8.43) получим

(8.44)

(8.45)

(8.47)

Составим уравнение динамического равновесия ядра

Отсюда

Др = ^0

(8.48)

P2 - P1

Из равенства правых частей выражений (8.46) и (8.47) с учетом соотношения (8.48) получим

(8.49)

где Pa = P1/r3; Pb = P2/r3; ra = r2/r3.

Определим расход жидкости через кольцевое пространство, используя следующее выражение:


(8.50)

Из соотношений (8.44)-(8.46) и (8.50)

(8.51)

Выражение (8.48) представим в виде Др = 2h°    .    (8.52)

r1(Pb - Po)

По формулам (8.49), (8.51) и (8.52), полученным впервые М.П. Воларовичем и А.М. Гуткиным, можно установить зависимость расхода от потерь давления.

Задача решается так. Методом последовательных приближений по уравнению (8.49) находим зависимость Pa = /(Pb). Аналогичную зависимость Pa = /1(Pb) определяем по формуле 122

(8.52). Точка пересечения Pa = /(Pb) и Pa = /1(Pb) даст значения Pa и Pb, подставив которые в (8.51), вычислим расход жидкости.

Основная трудность при решении задачи заключается в нахождении радиусов ядра. Отсутствие зависимости в явном виде затрудняет проведение соответствующего анализа процесса. Поэтому возникла необходимость вывода приближенной формулы, позволяющей с достаточной точностью находить Др в явном виде.

Если жидкость вязкая, то местоположение поверхности в кольцевом пространстве, на которой скорость достигает максимума, определяется по формуле [12]

1 - г2

(8.53)


P*


где p* = p/?3.

Считаем, что внутренняя и внешняя границы ядра находятся на одинаковом расстоянии Jp от поверхности, характеризующейся максимальной скоростью, т.е.

P1 = p - Jp;    (8.54)

P2 = P + Jp.    (8.55)

Согласно выражениям (8.52), (8.54) и (8.55)

Jp = ^.    (8.56)

Др

Из соотношений (8.51), (8.54) — (8.56) получим следующее выражение для определения потерь давления при структурном режиме течения вязкопластичной жидкости в кольцевом пространстве:

Дрк.п = -2^- -[-[и - 2q'] + ][ - 2q ']2 - Фз) I

где

^(ra) = f np*3 - ^(1 + ra

/    4nq

q ;

T0r3

Сравнительные расчеты по приближенной формуле (8.57) и точной системе уравнений (8.49), (8.51), (8.52) показывают, что получаемые результаты отличаются незначительно.

8.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ У БАШМАКА КОЛОННЫ

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СОЧЕТАНИЯХ РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ И ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ЦЕНТРАЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Из уравнения динамического равновесия жидкости, движущейся в кольцевом пространстве, можно записать:

Рн = Рбаш + ДРк.п - Уж6.    (8.58)

Значит, по (8.57) и (8.58)

Рн _ Рбаш -Yж1 + ФГ)- j-[(ra) - 2q'] + ]ф(га) - 2q']7 -ф(га)j.    (8.59)

Если давление у верхнего торца центральной колонны равно атмосферному, то согласно (6.7)

Р _ yжqж1 + yTqт1 +1 j^Псм^ж+qт) +2,8066т0 +

рбаш    +    + _.    4    +    +

q ж +q т q ж +q т 2I    ПГ    r1

+ 2,8066-

1смУ4 ж ' ч.т.


(8.60)


r1


По (8.59) и (8.60) составим выражение

q ж


Р _ qt(y t y ж)1 +    21т0

гн    +


q ж+q т    Ф(1аз


+1 /8Псм.(Яж±Ят1 + 2,8066^ +


2




-ф(1а:


Тп I


Тп I


0V > h)


Положив в формуле (6.11) R = г1, найдем оптимальное значение qf, т.е. расход жидкости, обеспечивающий при заданном значении умех, а следовательно, и qT минимум давления у башмака колонны, а значит, и забойного давления.

Теперь допустим, что в кольцевом пространстве наблюдается структурный режим, а в центральной колонне бурильных труб происходит турбулентное движение. Так как при турбулентном режиме механизм движения вязкой и вязкопластичной жидкости один и тот же, давление у башмака определяется по формуле (3.48). Значит, по (3.48) и (8.59) давление нагнетания найдем так:

0,25



Рн = (Y т -Y ж)а 0l +

(8.62)

При турбулентном режиме течения глинистого раствора в кольцевом пространстве и в центральной полости давление у башмака (или забойное давление), а также давление нагнетания определяют по формулам (8.1) и (8.9) с заменой ^ = п. При этом надо учесть, что

а0

q т = q ж—1—.

1-а 0

Значение а0 находят по формуле (8.22).

Проводка скважины двойной бурильной колонной позволяет осуществлять технологический процесс при непрерывном выносе керна, совмещая его во времени с работой породоразрушающего инструмента. Для успешного проектирования технологии процесса необходимо решить ряд вопросов, в частности, установить, как связаны между собой скорость подъема керна, расход жидкости и механическая скорость проходки, а также выяснить, как найти давление нагнетания и давление на забое скважины и как определить оптимальный зазор между центральной и внешней колоннами.

Эти вопросы рассматриваются ниже для случаев промывки скважины водой и глинистым раствором.

8.3. ВОПРОСЫ ГИДРОДИНАМИКИ ПРИ ГИДРОТРАНСПОРТЕ КЕРНА

Решим сначала задачи для случая промывки скважины водой.

Представим керн и внутреннюю полость центральных труб в виде двух цилиндров радиусами r1 и r0 (r1 > r0).

Для определения скорости движения керна необходимо рассмотреть задачу о течении жидкости между двумя цилиндрами, один из которых — внутренний — движется с постоянной скоростью ит.

Допустим, что течение жидкости в кольцевом пространстве происходит при ламинарном режиме.

Так как рассматривается установившееся движение керна и жидкости, то в соответствии с системой дифференциальных уравнений Навье — Стокса можно записать:

1 _± % гЙ!1\ = 1ЁЕ,    (8.63)

г drdr / ц dz

где r — расстояние от оси внутренней (центральной) колонны до данной точки; и — скорость в данной точке.

Решив дифференциальное уравнение (8.63), получим

и = -L dpr2 + cjlnr + c2.    (8.64)

dz

Произвольные постоянные с1 и с2 определяются из следующих граничных условий: скорость жидкости на поверхности центральной трубы    равна    нулю, а    на    поверхности    керна — скорости самого    керна,    т.е.    при    r    =    r1    и    =    0,    а при

r = r0 и = ит.

Тогда

c1 = --L ^RLlJ-LLu^;    (8.65)

dz mil щП

r


0


0


r


%

1 dp dz


lnr

ln r

r0


-lrnj


(8.66)


r --


+ Uj.


ln i

r0


&


Значит, согласно (8.64) — (8.66) можно записать:

1 —1    r

ln—L


ln r1


r


r


0


0


Расход жидкости в кольцевом пространстве

r1

q = 2nJ rudr.

r0

Подставив (8.67) в (8.68), получим п(Лр -у7)


(8.68)


8x1

/ Ч 2

%)

4 Г4 (—' - Г»)

2 ..2

+ Пит

-

0

-

2

-

0

r

-

Ч

0

r

-

2ln—

0r

0r


(8.69)


где Лр — разность давлений по концам керна длиной 1.

Расход жидкости Q, закачиваемой в скважину, частично затрачивается на заполнение объема пг02ит, освобождаемого керном в результате его подъема, а частично уходит через кольцевое пространство с расходом q.

Значит, можно составить следующее уравнение материального баланса:


Q - пг0 ит - q = 0.


(8.70)


По формулам (8.69) и (8.70)

2

% г- 2 г 2'

п(ЛР - Y1)


(8.71)


Q


- пит


8x1


r1

ln^-


2ln-


r


r


0


0


Величина Лр зависит от силы трения на поверхности трения, а значит, и от соответствующего градиента скорости.

Градиент скорости на поверхности керна согласно формуле (8.67) можно найти так:


%


Лр -у1


du

dr


-2—0


(8.72)


4x1


r0ln


r


r


0


0


Согласно закону Ньютона касательное напряжение на стенке керна


T w = Ц d^

dr


%


(8.74)


¦2гп


T


w


41


r0ln


Составим уравнение динамического равновесия керна:

2 лг0w + nr02Ap - nr02ly т = 0,    (8.75)

где ут — удельный вес керна.

Из выражений (8.74) и (8.75) можно определить


г0у Tln— + 2|iut


Ар -yj = 27-


0


(8.76)


r2 r2 r1- r0


Следовательно, по выражениям (8.71) и (8.76) получим соотношение для расчета скорости движения керна


r0 (y T - Y)


20


(8.77)


Ut =


n|r2 + г?


2^( r4 - Г04


Расход породы в трубе q т = пГ)т.

По выражениям (8.77) и (8.78) получим ( - r4)ln ^ - ( - r2f;


(8.78)

(8.79)


2JqQ    пгр (y т - Y)


2т - Г0


С другой стороны, расход породы, поступающей в трубу, можно найти по формуле (8.2).

С учетом равенства значений qT, полученных по формулам (8.2) и (8.79), запишем следующее выражение для определения расхода жидкости, при котором объем разрушаемой породы, поступающей в бурильную колонну в виде керна, будет равен объему керна, транспортируемого через внутреннюю полость центральной колонны бурильных труб:


nr0 (Y T - Y)


Q-


Расход жидкости О = 0кр, при котором происходит "зависание" керна, можно найти по выражению (8.77), положив ит = 0. Тогда получим

О*    f ^кр

кр =—^.

ПГ1 Y т

Выражение (8.80) можно представить

в виде

(8.82)


^“1“ V мех + Окр,

Га

где Vмех = ^ У.мех (1-m).

Y тГ1

В табл. 8.10 приведены значения О^р при различных га, а также Окр, Re и Re^^, найденные при г1 = 0,021 м, yт = = 2,64-104 Н/м3 и v = 10-6 м2/с; значения Re^^ определены по формуле (8.27).

Т а б л и ц а 8.10

Га

О^р -103

ОЖр, 10-3 м3

Re

^кр.к.п

0,943

0,11291

0,45530

7103,7

3593,0

0,944

0,10732

0,43276

6748,6

3604,0

0,945

0,10179

0,41045

6397,4

3614,9

0,946

0,09650

0,38913

6061,9

3625,9

0,947

0,09145

0,36876

5741,7

3636,8

0,948

0,08648

0,34874

5427,1

3647,8

0,949

0,08159

0,32903

5117,8

3658,7

0,950

0,07703

0,31060

4828,7

3669,7

0,951

0,07177

0,28939

4496,7

3680,7

0,952

0,06831

0,27568

4281,5

3691,6

0,953

0,06432

0,25936

4026,0

3702,6

0,954

0,06041

0,24361

3779,4

3713,5

0,955

0,05666

0,22481

3542,9

3725,0

0,956

0,05307

0,21402

3316,9

3735,5

0,957

0,04949

0,19956

3091,3

3746,4

0,958

0,04625

0,18652

2887,9

3757,4

0,959

0,04307

0,17369

2687,8

3768,3

0,960

0,04002

0,16136

2495,8

3779,3

0,961

0,03721

0,15003

2319,4

3790,2

0,962

0,03445

0,13890

2146,2

3801,2

0,963

0,03174

0,12798

1976,2

3812,2

0,964

0,02927

0,11802

1821,7

3823,1

0,965

0,02704

0,10904

1682,2

3834,0

0,966

0,02472

0,09470

1460,0

3845,0

Из табл. 8.10 видно, что в данном случае ламинарный режим течения в кольцевом пространстве установится при r3 >

> 0,955, и тогда, чтобы «взвесить» керн, потребуются относительно невысокие расходы.

Однако на практике отношение диаметра керна к диаметру внутренней полости колонны бурильных труб заметно меньше, чем r3 = 0,955. В таком случае промывочная жидкость в кольцевом пространстве движется при турбулентном режиме течения.

8.3.1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКЕ РАСЧЕТЫ, СВЯЗАННЫЕ С ДВИЖЕНИЕМ КЕРНА ПРИ ТУРБУЛЕНТНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Известно, что задача ламинарного режима течения решается с помощью системы дифференциальных уравнений Навье — Стокса.

В настоящее время не существует замкнутой системы дифференциальных уравнений, позволяющей решать задачи турбулентного течения.

Скорость в любой точке поперечного сечения трубы при турбулентном режиме определяется по степенному и логарифмическому законам.

Разработан метод «сшивания», позволяющий использовать степенной и логарифмический законы для решения задач, связанных с турбулентным течением жидкости в пространстве между двумя цилиндрами при любом эксцентриситете и различных условиях [7, 8].

Правомерность использования этого метода была доказана сопоставлением расчетных значений скорости движения цилиндра в противотоке жидкости, полученных на основе степенного закона, с результатами соответствующих экспериментальных исследований.

Принцип метода «сшивания» основывается на наличии в кольцевом пространстве так называемой нейтральной поверхности, т.е. поверхности, на которой касательное напряжение равно нулю.

Указанной нейтральной поверхностью, расположенной на расстоянии а от поверхности керна, все кольцевое пространство делится на две области и для каждой из них согласно закону корня седьмой степени составляются следующие выражения для определения скорости в любой точке:

для II области

4    1

Uii = 8,74^7 (^j7,    (8.84)

где v — кинематическая вязкость; у1 — расстояние от поверхности керна до данной точки в пределах I области (0 <

<    у1 < а); у2 — расстояние от внутренней полости центральной трубы до данной точки в пределах II области (0 < у2 <

<    г1 го_а); т1 и т2 — касательные напряжения соответственно на поверхностях керна и на внутренней полости центральной колонны труб.

На нейтральной поверхности, т.е. при у1 = а и у2 = г1

— г0 — а, должно выполняться условие uI = uII, что дает

_4    4.    1    1

(?Ж) 7 = i4gj 7(_07 + ^Ш 7,    (8.85)

&Y j ( v j &S- a j    8,74&S- a

где 6 = Г1 - го.

Составим уравнение динамического равновесия жидкости, заключенной в кольцевом пространстве между трубой и цилиндрической поверхностью, на которой касательное напряжение равно нулю:

2 жг12 + п |r2 - (г0 + a)2J yl - п |r2 - (г0 + a)2 J Ар = 0,

где l — длина керна; Ар = р2 — р1; р2 и р1 — давление по концам керна.

Тогда

Х2 = г2 - 2Г1a)2 (Ар -Yl).    (8.86)

Запишем уравнение динамического равновесия жидкости, заключенной в пространстве между керном и внутренней полостью центральной бурильной колонны:

2 пг12 + 2пг01 - п(2 - г02|(Ар - yl) = 0. Значит,

т 2 =iVf4Ap-yl)-^- Т1.    (8.87)

11    г1

=    (Др -

1    2r0l

Составим уравнение динамического равновесия по внутренней полости бурильных труб, выделив при этом кольцо жидкости вокруг керна и сам керн весом G:

2щ-jlx2 +    - r02) + G - лг12Др = 0.

(8.89)


Здесь G = nro2Y тl.

(8.90)


где ут — удельный вес керна.

Следовательно, по выражениям (8.86), (8.90) и уравнению (8.89) можно записать:

2


ут-1),


(8.91)


ДР -Yl %


Yl


где ут =—; Га = Г0/Г1; а* = a/ri.

Y

Подставив (8.86), (8.88) и (8.91) в (8.85), получим

ут -1)7


(8.92)


я.


[1 - ([ + а* )2]

(Га + a)7

U =тЬ l-16^7 ит; 0* = 1


-    (0* - а*)7

Щ =    8


где


4 1 ‘

a*(2r + a*)

7 % a* ' 7

_ Га <

>0* - a*?


Г1 9

Расход жидкости в кольцевом пространстве, образованном керном и внутренней полостью центральной колонны,

0-а

a


f0 + У11^У1 + f 1 - У2П^У2

q = 2п


(8.93)


После подстановки (8.83), (8.84), (8.86) и (8.88) в (8.93) можно записать:

8

15

а7

_1_

+

Г]2 - (Го +

15

Го

Г1


—2го + a) Го


8    15

Г (6 - а)7    8(6 - а) 7

+ 2л—( Го + — ]UT,


х


Г    15ro

o

или по (8.91)

18 12 %    4    )    7    %    )    7

7 % 8    *^)

* 7 + 8 —Ll

15 Г


q-15.295пгог17 (]-) (^1 -i)l

а*(2та + а*)


8

+

1 - (Га + а * ) 2

7 (6*- а*)7

1 -15 (6*- а*)'

Га

15

%    а* ]

+ 2пг;2—*( ra + а2 jUT.    (8.94)

где 6* =6/г; или 6* =1—га.

Согласно уравнению материального баланса (8.70) и выражению (8.94)

1 8 4

а*(2га + а*)


I-+7i (т-1)7


Ч2(Га + а* )2    (Га + а* )2 & 16V


T


8

*-ц    8 а .

х а* 7 |1 +--? +

15 Г

1 - (Га + а * ) 2

7 (6* - а*)7

1 -185 (6*- а*)'

Га

15


или


15


% 2г + а*' 7    %, . 8 а:


Q 7    Га7


а* 711 +--? +

15 Г


YT -1)7


T


(Га + а*)2    4 (Га + а*)2

8

+

-(

аГ

+

*

(6*-а * )7

1--8(6*- а*)'

Га

15

__%    )    7

где Q - Q


(8.95)


Из равенства значений цг, найденных по формулам (8.92) и (8.95), получим следующее трансцендентное уравнение для определения а*:

15

7rJ


8 a


Q


a* 711 + — — | +

15 Га


yT_J)' I i

(6*_a*)7 X


(Га + a *)7


= 0.


(8.96)


(Га + a* )2    4(Га + a* )22'7

8

4

+

X

1_(ra + a* )2'

7(S*_ a * )7

rа

1_(ra + a* )2'

7 % 2ra + a * 7 _,_^-

& ^

1_-«(6*_ a*)

15

i 5 a*7

4


[Y 2га + а \ 7  ф"12 %


По уравнению (8.96) при y T = 2,6 были проведены расчеты по определению а* в диапазоне 0,7 < га < 0,95 и 0 < Q < 0,4.

Аппроксимация построенных зависимостей позволила получить выражение

а* = —0,64885га + 0,634848 - га(-0,628809 + 3,54653га -

- 3,1033ra2)Q.    (8.97)

Расхождение между значениями а*, полученными по трансцендентному уравнению (8.96) и по формуле (8.97), не превышает 2 %.

По формулам (8.95) и (8.97) при y Т = 2,6 выполнены расчеты по определению зависимости цт = f(Q, ra). Аппроксимацией результатов расчета получена формула

ЦТ = (_1,02088га + 2,03913)Q _га(3,4898_6,87753га + 3,38794га2). (8.98)

Положив в формуле (8.98) Ц = 0, получим выражение для определения расхода жидкости QK^ при котором происходит зависание керна:

ra(3,48981_ 6,87753ra + 3,38794ra2) 2,03913 _j,02088ra    '

Qk


(8.99)


В табл. 8.11 приведены значения Q при различных та. Значения Qкр, приведенные в табл. 8.11, были найдены по соответствующим Q при v = 10-6 м2/с и rj = 0,021 м.

га

QKp

Q^, 10-3 м3

Re

^кр.к.п

0,70

0,177377

2,420

21577,3

930,1

0,80

0,102134

1,398

11772,4

2025,9

0,85

0,066535

0,911

7464,1

2573,9

0,90

0,035551

0,487

3885,1

3121,8

0,95

0,012230

0,167

1298,1

3669,7

определялись по формуле

(8.100)

Значения ReK

4Q


Re =


ЛГ1(1 + ra)v

а критическое значение параметра Рейнольдса — по формуле (8.27).

Из табл. 8.11 следует, что при г1 = 0,021 м и v = 10-6 м2/с во всех случаях, кроме га = 0,95, осуществляется турбулентный режим течения жидкости (Re > Re^^J; в случае га = = 0,95 наблюдается течение в кольцевом пространстве при ламинарном режиме. Согласно формулам (8.78) и (8.98) объемный расход керна (породы) во внутренней полости центральной колонны бурильных труб

1

% г5g' 7 qт = 8,74ш08| -6-

-1,02088 ra + 2,03913)—Q


8,74лг2г5д4


(3,48981- 6,8775г + 3,3879г2

(8.101)


Исходя из равенства значений q^., определенных по формулам (8.2) и (8.101), запишем следующее выражение для определения расхода жидкости Q, обеспечивающего полный гидротранспорт керна:

%    5    4'

nR2vМеХ (1 - m) + 8,74nf ¦    ¦

га3(3,48981 - 6,8775га +


Q--


В табл. 8.12 — 8.14 приведены значения Q, найденные по формуле (8.102)    при    различных    г1,    R,    га    и    умех;    расчеты    прово-

дились при v = 10-6 м2/с. Здесь даны также значения q и ит, рассчитанные по формулам (8.70) и (8.99) при различных R и г1. Используя значения q, определили соответствующие параметры Рейнольдса Re, а также Иекркп. Из сравнения Re и К-екр.к.п видно, что во всех случаях Re > Re^.^, т.е. наблюдается турбулентный режим течения.

Та б ли ца 8.12

R = 0,042 м, Г1 =

0,021 м

Умех,

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

Га

= 0,75, Re

^.п = 1478,0

Га = 0,78

, «¦%.„

= 1806,8

50

2,0218

1,945

33693

0,099

1,7050

1,628

27726

0,091

60

2,0432

1,951

33797

0,118

1,7252

1,633

27812

0,109

70

2,0647

1,957

33901

0,138

1,7465

1,639

27914

0,128

80

2,0867

1,963

34005

0,158

1,7670

1,643

27982

0,147

90

2,1077

1,969

34109

0,178

1,7873

1,648

28067

0,165

100

2,1292

1,976

34230

0,197

1,8066

1,653

28152

0,182

110

2,1507

1,982

34337

0,217

1,8281

1,658

28237

0,202

120

2,1722

1,987

34221

0,237

1,8484

1,663

28323

0,220

130

2,1937

1,993

34525

0,257

1,8678

1,668

28408

0,237

140

2,2151

2,000

34646

0,276

1,8881

1,673

28493

0,255

150

2,2375

2,006

34750

0,297

1,9095

1,678

28578

0,275

160

2,2581

2,012

34854

0,316

1,9298

1,683

28663

0,293

170

2,2796

2,018

34958

0,336

1,9502

1,688

28748

0,311

180

2,3011

2,024

35062

0,355

1,9695

1,693

28833

0,328

190

2,3226

2,030

35166

0,375

1,9898

1,697

28902

0,347

200

2,3441

2,036

35270

0,395

2,0102

1,702

28987

0,365

Га

= 0,80, Re

¦рхл = 2026,0

Га = 0,83

, «¦%.„

= 2354,7

50

1,4969

1,420

23913

0,087

1,1942

1,118

18520

0,080

60

1,5166

1,424

23982

0,104

1,2130

1,121

18570

0,096

70

1,5361

1,429

24067

0,121

1,2317

0,124

18620

0,113

80

1,5559

1,433

24134

0,139

1,2505

1,127

19669

0,129

90

1,5756

1,437

24202

0,156

1,2692

1,131

18736

0,145

100

1,5953

1,442

24286

0,173

1,2880

1,134

18785

0,161

110

1,6150

1,445

24336

0,191

1,3067

1,138

18852

0,177

120

1,6346

1,450

24420

0,208

1,3255

1,141

18901

0,193

130

1,6544

1,454

24488

0,226

1,3443

1,145

18969

0,209

140

1,6740

1,458

24555

0,243

1,3630

1,147

19001

0,226

150

1,6937

1,463

24639

0,260

1,3817

1,151

19067

0,242

160

1,7133

1,467

24707

0,278

1,4005

1,154

19117

0,258

170

1,7330

1,471

24774

0,295

1,4192

1,157

19166

0,274

180

1,7527

1,476

24858

0,312

1,4380

1,161

19233

0,290

190

1,7724

1,480

24926

0,330

1,4567

1,165

19299

0,306

200

1,7920

1,484

24993

0,347

1,4755

1,168

19349

0,322

Га

= 0,85, Re

= 2573,9

кр.к.п 2573,9

Га = 0,88

, «¦%.„

= 2902,6

50

1,0020

0,925

15158

0,077

0,7330

0,657

10594

0,071

60

1,0202

0,928

15207

0,092

0,7503

0,659

10626

0,085

70

1,0384

0,931

15256

0,107

0,7678

0,660

10643

0,100

80

1,0565

0,933

15289

0,123

0,7852

0,663

10691

0,114

90

1,0747

0,936

15338

0,138

0,8027

0,665

10723

0,128

R = 0,042 м, r1 =

0,021 м

Умех,

0, 10-3

q, 10-3

Ие

ит, м/с

0, 10-3

q, 10-3

Ие

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

ra

= 0,85, Ие

_____ = 2573,9

ra = 0,88

, Ке1р1п

= 2902,6

кркп

100

1,0929

0,940

15403

0,153

0,8201

0,667

10755

0,143

110

1,1112

0,943

15453

0,169

0,8375

0,669

10788

0,157

120

1,1293

0,945

15485

0,184

0,8548

0,671

10820

0,171

130

1,1476

0,947

15518

0,200

0,8724

0,673

10852

0,186

140

1,1659

0,951

15584

0,215

0,8898

0,675

10884

0,200

150

1,1838

0,954

15633

0,230

0,9072

0,678

10933

0,214

160

1,2021

0,956

15666

0,246

0,9246

0,679

10949

0,229

170

1,2203

0,959

15715

0,261

0,9421

0,681

10981

0,243

180

1,2384

0,962

15764

0,276

0,9595

0,684

11029

0,257

190

1,2566

0,964

15797

0,292

0,9769

0,685

11046

0,272

200

1,2718

0,966

15829

0,305

0,9941

0,687

11078

0,286

Т а б л и ц а 8.13

R = 0,0755 м, r1 =

0,0270 м

Умех,

0, 10-3

q, 10-3

Ие

ит, м/с

0, 10-3

q, 10-3

Ие

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

ra = а75, Re^

= 1478,0

ra =

0,78, ^п = 1806,8

50

4,1339

3,885

52344

0,193

3,5003

3,256

43130

0,175

60

4,2034

3,906

52627

0,231

3,5661

3,274

43369

0,210

70

4,2728

3,925

52883

0,266

3,6319

3,289

43567

0,246

80

4,3423

3,951

53233

0,304

3,6976

3,305

43779

0,282

90

4,4117

3,969

53476

0,343

3,7634

3,320

43978

0,318

100

4,4812

3,990

53759

0,381

3,8292

3,339

44230

0,353

110

4,5506

4,010

54028

0,420

3,8950

3,353

44415

0,383

120

4,6201

4,029

54284

0,459

3,9608

3,370

44640

0,424

130

4,6895

4,049

54554

0,497

4,0266

3,386

44852

0,460

140

4,7590

4,068

54810

0,536

4,0924

3,401

45051

0,496

150

4,8284

4,089

55093

0,574

4,1582

3,417

45263

0,532

160

4,8978

4,108

55349

0,613

4,2240

3,434

45488

0,567

170

4,9673

4,127

55605

0,652

4,2897

3,449

45687

0,603

180

5,0367

4,148

55888

0,690

4,3555

3,465

45899

0,639

190

5,1062

4,167

56144

0,729

4,4213

3,482

46124

0,674

200

5,1756

4,186

56400

0,768

4,4871

3,498

46336

0,710

ra = 0,80, Ие^п

= 2025,9

ra =

0,83, ^п = 2354,7

50

3,0844

2,842

37228

0,166

2,4800

1,844

23752

0,403

60

3,1480

2,855

37398

0,200

2,5406

1,846

23785

0,440

70

3,2116

2,864

37516

0,237

2,6012

1,847

23797

0,478

80

3,2752

2,882

37752

0,268

2,6618

1,849

23823

0,515

90

3,3387

2,896

37935

0,302

2,7224

1,850

23836

0,553

100

3,4023

2,910

38119

0,336

2,7830

1,852

23862

0,590

110

3,4659

2,924

38302

0,370

2,8435

1,853

23875

0,628

120

3,5295

2,937

38472

0,404

2,9041

1,854

23875

0,666

130

3,5931

2,951

38656

0,438

2,9647

1,855

23901

0,703

140

3,6567

2,965

38839

0,472

3,0253

1,856

23913

0,741

150

3,7203

2,980

39035

0,505

3,0859

1,859

23952

0,778

160

3,7838

2,992

39193

0,540

3,1465

1,859

23952

0,816

R = 0,0755 м, г1 =

0,0270 м

Умех,

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

г. = 0,80, Re^

= 2025,9

га =

0,83, Re^ = 2354,7

170

3,8474

3,006

39376

0,574

3,2071

1,861

23978

0,853

180

3,9110

3,020

39559

0,608

3,2677

1,862

23991

0,891

190

3,9746

3,034

39743

0,642

3,3283

1,863

24004

0,929

200

4,0382

3,049

39939

0,675

3,3888

1,865

24029

0,966

га = 0,85 ^жр.ж.п

= 2573,9

га =

0,88, Re^ = 2902,6

50

2,0961

1,848

23553

0,150

1,5604

1,312

16455

0,140

60

2,1549

1,857

23668

0,180

1,6167

1,319

16543

0,168

70

2,2137

1,866

23782

0,210

1,6730

1,325

16618

0,196

80

2,2725

1,875

23897

0,240

1,7293

1,332

16706

0,224

90

2,3313

1,885

24025

0,270

1,7856

1,339

16793

0,252

100

2,3900

1,894

24139

0,300

1,8419

1,345

16869

0,280

110

2,4488

1,903

24254

0,330

1,8982

1,352

16956

0,308

120

2,5076

1,912

24369

0,360

1,9546

1,359

17044

0,336

130

2,5664

1,919

24458

0,391

2,0109

1,365

17119

0,364

140

2,6252

1,929

24585

0,421

2,0672

1,372

17208

0,392

150

2,6839

1,938

24700

0,451

2,1235

1,379

17295

0,420

160

2,7427

1,947

24815

0,481

2,1798

1,385

17370

0,448

170

2,8015

1,956

24929

0,511

2,2361

1,390

17433

0,477

180

2,8603

1,965

25044

0,541

2,2924

1,397

17521

0,505

190

2,9190

1,974

25159

0,571

2,3487

1,403

17596

0,533

200

2,9778

1,983

25274

0,601

2,4050

1,410

17684

0,561

Т а б л и ц а 8.14

R = 0,160 м, г1 =

0,0325 м

Умех,

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

0, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

га = 0,75 ^жр.ж.п

= 1478,0

га =

0,78, Re^ = 1806,8

50

7,8228

6,707

75073

0,598

6,7229

5,606

61692

0,553

60

8,1347

6,794

76048

0,718

7,0184

5,678

62484

0,664

70

8,4466

6,882

77032

0,838

7,3138

5,751

63288

0,774

80

8,7514

6,969

78006

0,955

7,6093

5,823

64080

0,885

90

9,0703

7,060

79024

1,077

7,9047

5,894

64861

0,996

100

9,3822

7,148

80010

1,197

8,2002

5,967

64935

1,106

110

9,6941

7,238

81017

1,316

8,4956

6,039

66457

1,217

120

10,0060

7,326

82002

1,436

8,7911

6,110

67238

1,328

130

10,3178

7,413

82976

1,556

9,0866

6,183

68042

1,438

140

10,6247

7,503

83983

1,675

9,3820

6,255

68834

1,549

150

10,9416

7,591

84968

1,795

9,6775

6,326

69615

1,660

160

11,2535

7,679

85953

1,915

9,9736

6,398

70408

1,771

170

11,5654

7,767

86938

2,035

10,2684

6,471

71211

1,881

180

11,8773

7,857

87946

2,154

10,5639

6,542

71992

1,992

190

12,1892

7,945

88931

2,274

10,8593

6,616

72807

2,102

200

12,5272

8,040

89994

2,404

11,1548

6,687

73588

2,213

га = 0,80 ^жр.ж.п

= 2025,9

га =

0,83, Re^ = 2354,7

50

6,0038

4,887

53182

0,526

4,8228

3,819

40878

0,439

60

6,2893

4,949

53857

0,631

5,2337

3,894

41681

0,586

R = 0,160 м, Г1 =

0,0325 м

Умех,

Q, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

Q, 10-3

q, 10-3

Re

ит, м/с

м/ч

м3

м3

м3

м3

Г = 0,80, Re_____

= 2025,9

Га =

0,83, Re_

= 2354,7

а

кркп

кркп

70

6,5749

5,012

54542

0,736

5,5058

3,942

42195

0,684

80

6,8604

5,074

55217

0,841

5,7779

3,993

42741

0,781

90

7,1460

5,135

55881

0,947

6,0500

4,041

43255

0,879

100

7,4316

5,197

56556

1,052

6,3221

4,089

43769

0,977

110

7,7171

5,260

57241

1,157

6,5942

4,137

44282

1,075

120

8,0027

5,322

57916

1,262

6,8663

4,187

44818

1,172

130

8,2883

5,385

58602

1,367

7,1384

4,235

45331

1,270

140

8,5738

5,446

59265

1,473

7,4105

4,283

45845

1,368

150

8,8594

5,508

59940

1,578

7,6827

4,331

46359

1,466

160

9,1449

5,571

60626

1,683

7,9548

4,382

46905

1,563

170

9,4305

5,633

61300

1,788

8,2269

4,430

47419

1,661

180

9,7161

5,696

61986

1,893

8,4990

4,478

47932

1,759

190

10,0016

5,756

62639

1,999

8,7711

4,528

48468

1,856

200

10,2872

5,819

63325

2,104

9,0432

4,576

48981

1,954

Га = 0,85 ^жр.ж.п

= 2573,9

Га =

0,88, Re^ = 2902,6

50

4,3009

3,184

33713

0,466

3,3797

2,264

23972

0,434

60

4,5649

3,225

34147

0,559

3,6326

2,294

24289

0,521

70

4,8289

3,266

34583

0,652

3,8855

2,323

24596

0,608

80

5,0929

3,307

35015

0,745

4,1384

2,352

24904

0,695

90

5,3568

3,348

35449

0,838

4,3913

2,382

25221

0,782

100

5,6208

3,386

35852

0,932

4,6442

2,411

25528

0,869

110

5,8848

3,427

36286

1,025

4,8971

2,440

25835

0,956

120

6,1488

3,468

36720

1,118

5,1500

2,470

26135

1,043

130

6,4128

3,509

37154

1,211

5,4029

2,499

26460

1,130

140

6,6767

3,550

37588

1,304

5,6558

2,528

26767

1,217

150

6,9407

3,591

38022

1,397

5,9087

2,558

27085

1,304

160

7,2047

3,630

38435

1,491

6,1616

2,587

27392

1,391

170

7,4687

3,671

38869

1,584

6,4145

2,616

27699

1,478

180

7,7327

3,712

39304

1,677

6,6674

2,646

28017

1,565

190

7,9966

3,753

39738

1,770

6,9250

2,677

28345

1,653

200

8,2606

3,794

40172

1,863

7,2850

2,719

28789

1,777

Из табл. 8.12 — 8.14 следует, что зависимость Q = Z(vMex) становится более выраженной при относительно больших радиусах скважин. Помимо этого с увеличением га, т.е. отношения радиуса керна к радиусу внутренней полости центральной колонны, скорость движения керна снижается в связи с уменьшающимся потребным расходом жидкости.

Приведенные здесь соотношения могут быть использованы и при промывке скважины глинистым раствором, если режим течения в пространстве между керном и внутренней полостью центральной колонны является турбулентным.

Если А — толщина стенки центральной колонны, 60 — радиальный зазор между колоннами труб, то

r1 = r3 - Д - 60.

Тогда скорость движения керна ит и (8.103) можно определить так:

соответствии с (8.98)


-1,02088ra + 2,03913)х

= 8,741 r3 -Д-6 с


16v


1

( ) 7

Q


-Ж - ra (3,499 - 6,877ra + 3,388ra2)

(8.104)


I    \19/7 I 4 1 a &    '    '    a    '    a    '

8,74л1г3 -Д-6 0)    & g

Из выражения (8.104) видно, что ит зависит от радиального зазора 60, т.е. зазора между внешней и внутренней колоннами труб. Значение 60 обусловливает давление нагнетания на насосе рн или гидравлические сопротивления в системе. При незначительных 60 наблюдаются высокие потери давления в кольцевом пространстве Дркп между центральной и внешней колоннами бурильных труб и относительно низкие потери во внутренней полости центральных труб Др т. При относительно высоких 60 картина обратная.

Значит, рн имеет минимум относительно 60, т.е. выполняется условие

дРн

= 0.

(8.105)


д6 о

Следовательно, чтобы определить оптимальное значение 60, необходимо составить выражение для расчета рн и выполнить условие (8.105).

8.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ ОПТИМАЛЬНОМ ЗНАЧЕНИИ РАДИАЛЬНОГО ЗАЗОРА МЕЖДУ ВНЕШНЕЙ И ЦЕНТРАЛЬНОЙ КОЛОННАМИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Если длину колонны труб обозначить 1, удельный вес промывочной жидкости в кольцевом пространстве — у, а забойное давление — рза6, то можно составить следующее уравнение динамического равновесия:

рн + Y1    Дрк.п    рзаб    °.

14 0

Обозначив удельный вес жидкости во внутренней полости центральной колонны бурильных труб у т, можно составить уравнение равновесия:

Рзаб + Ут1    - АРт = 0    (8.Ш7)

Значит, определив по (1.6) Рзаб и подставив его в (8.106), получим

Рн = (Ут - У)1    +    АРк.п +    АРт.    (8.108)

Согласно формуле Дарси-Вейсбаха

Арт =    ,    (8.109)

4gr1

где Хт — коэффициент гидравлических сопротивлений при течении жидкости в трубе; ут — средняя скорость движения жидкости в трубе.

Согласно формуле Блазиуса

X т = MI64.    (8.110)

Re0'25 Так как

Reт =    (8.111)

V

то по (8.109) — (8.111)

0,25 v 1,75

,т = 0 066515

Арт = 0,066515 V °'22'{tv т

д!т1,25

или с учетом (8.103)

V 0,25Y?v 1,75

v 025vlv1175

Арт = 0,066515—VY т 125.    (8.112)

g(r3-А-й0) '


1,25

Среднюю скорость можно выразить через расход в следующем виде:

Q


(8.113)

т


2

л|г -А-S 0

J3 - А-1-’0)

Тогда по (8.112) и (8.113)

0,25 ,^Д75

, = 0 066515_'

т

Арт = 0,066515-VylQ-.    (8.114)

^т    17 5/    \4,75    V    f

п' g(r3^0)

В работах [10—14] показано, что при турбулентном режиме течения в кольцевом пространстве потери давления могут быть найдены по формуле Дарси — Вейсбаха, составленной с помощью гидравлического радиуса:

Арк.п = bLnRvin,    (8.115)

8gRh

где Хкп — коэффициент гидравлических сопротивлений при течении жидкости в кольцевом пространстве; укп — средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве; Rh — гидравлический радиус.

При течении жидкости через кольцевое пространство

Rh = ^,    (8.116)

где r2 — радиус внешней поверхности центральной колонны, Г2 = Г1 + А.

Значит, по (8.115) и (8.116)

Ап - ^к.пУк.п

А/-^К.п    . I    \ ¦

МГ3 - Г2 )

По формуле Блазиуса

Х- - 031f,    (8.118)

Re025

1УСк.п

где ReK^ — критерий Рейнольдса при течении жидкости через кольцевое пространство,

2VКпГ - Г2 )

Reкп-    1 3    2/.    (8.119)

V

Согласно (8.117) — (8.119)

V °,25v,v 1,75

Арк.п - °,°66515 V    1 к.    (8.12°)

1,25

Я\Гз - Г2)

Так как

п( Г32 - Г22

то

д    °,°66515v °25уВД1,75    шюпл

АПк.п-^5-з,    ‘    175    .    (8-122)

п ,    (Г3 - Г2 ) (Г3 + Г2 ) д

Г0 = 60,


можно записать:


0,066515v 0,25у1О1,75 п1756 3 (3 -6 0 ) '


АРк.п


(8.124)


Следовательно, согласно выражениям (8.108),    (8.114)    и

(8.124) давление нагнетания можно определить по формуле


Ylv 0250175


Рн =(т-Y ) + 0,066515.


1


(8.125)


n1,75g


63(3-60 )


I г,-6 0 - AI


Так как концентрация твердой фазы в жидкости определяется по формуле (8.22), а удельный вес смеси в трубе находится как

Ут = Уж(1-«0)+ Уп« 0,


т

то


nR 2v мех У п (1-m) + У жО

nR2v мех (1-m) + О


(8.126)


У


т


где Уп — удельный вес керна.

По выражениям (8.125) и (8.126)

Р = лЯ2УмехГ-ш)(уп-У)l , 0,066515ylv0,25 ода Рн =    П 1    \    +

пЯ^мех(1- m) + О    n1,75g


1

3    1,75

6 3 (3-6 0 )


1


(8.127)


,


По формуле (8.127) и условию (8.105) имеем:


1,75


4,75


3


- = 0.


(8.128)


64(3 -60 )


6 3 (3-6 0)


По трансцендентному уравнению (8.128) были найдены значения 60 для выпускаемых в настоящее время труб, составляющих внешнюю поверхность колонны бурильных труб (табл. 8.15). Здесь же приведены существующие значения 60 и соответствующие величины r1.

Представляет интерес определять значения О, v, ит и рн при исходных данных, приведенных в табл. 8.16.


^ м

S0

м

rv

м

по уравнению (8.128)

существую

щие

по формуле (8.103)

существую

щие

0,0305

0,01010

0,0065

0,01740

0,0210

0,0385

0,01303

0,0085

0,02247

0,0270

0,0450

0,01544

0,0075

0,02656

0,0325

0,0480

0,01660

0,0105

0,02840

0,0325

Т а б л и ц а 8.16

г3, м

Гю м

R, м

г3, м

Г1, м

R, м

0,0305

0,0385

0,0450

0,01740

0,02247

0,02656

0,0850

0,0950

0,0850

0,0950

0,1100

0,0850

0,0950

0,1100

0,1225

0,1600

0,0480

0,02840

0,0850

0,0950

0,1100

0,1225

0,1600

В табл. 8.17 — 8.24 приведены результаты расчетов по определению Дрт, Дркп и рн, отнесенных на 1 м двойной бурильной колонны. Здесь же даны значения Q и ит, найденные по (8.102) и (8.98).

Очевидно, что к рн необходимо прибавить потери давления в муфтовых Дрмуф и замковых Дрзап соединениях:

% d Я


-4г.


муф


ДРмуф


0,05 +


(8.129)


муф


4n2ff(r32 - г29)    (г3 - г2)


(8.130)

ДРз


(dз.


где dмуф — диаметр муфты; d^ — наименьший внутренний диаметр проходного сечения в замковом соединении.

Сравнение результатов расчетов по выведенным выше формулам с данными практических наблюдений показывает, что они незначительно отличаются между собой.

Выведенные здесь количественные соотношения получены при условии, что промывка скважины проводится водой.

S, м

Q,

10 3 м3

v, м/с

ит, м/с

ЛЛпА 10 Па/м

Ap/l, 105 Па/м

РнА 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

°,°°1°

0,852

0,8962

0,7497

0,002187

0,00083

0,003018

°,°°15

0,980

1,0306

0,7982

0,002794

0,00357

0,006369

0,0020

1,134

1,1922

0,8506

0,003608

0,00461

0,008226

°,°°25

1,308

1,3752

0,9071

0,004631

0,00592

0,010556

0,003°

1,500

1,5770

1,0536

0,005886

0,00753

0,013416

Vwex = 200

м/ч

0,001°

1,511

1,5886

1,4959

0,005961

0,00763

0,013588

0,0015

1,663

1,7484

1,5923

0,007050

0,00902

0,01607°

0,002°

1,842

1,9366

1,7052

0,008431

0,01079

0,019220

0,0025

2,046

2,1511

1,8110

0,010132

0,01296

0,02310°

0,003°

2,271

2,3876

1,9390

0,012162

0,01556

0,027722

V.ei = 400

м/ч

0,001°

2,830

2,9753

2,9893

0,017876

0,022870

0,040745

0,0015

3,028

3,1835

3,1798

0,020122

0,025743

0,045864

0,002°

3,260

3,4274

3,3889

0,022897

0,029293

0,052190

0,0025

3,522

3,7029

3,6187

0,026213

0,033536

0,059749

0,0030

3,813

4,0088

3,8751

0,03012°

0,038534

0,068654

V.ei = 600

м/ч

0,001°

4,148

4,3610

4,4815

0,034903

0,044653

0,079556

0,0015

4,393

4,6186

4,7674

0,038590

0,049370

0,087960

0,0020

4,677

4,9172

5,0806

0,043061

0,05509°

0,098151

0,0025

4,999

5,2557

5,4277

0,048382

0,061898

0,110280

0,0030

5,354

5,6290

5,8099

0,054554

0,069794

0,124348

Vwex = 800

м/ч

0,0010

5,466

5,7467

5,9738

0,056567

0,007237

0,128936

0,0015

5,758

6,0537

6,3550

0,061961

0,079269

0,141230

0,0020

6,095

6,4080

6,7736

0,068446

0,087565

0,156011

0,0025

6,475

6,8076

7,2354

0,076087

0,097342

0,173429

0,0030

6,896

7,2502

7,7460

0,084955

0,108686

0,193641

Т а б л и ц а 8.18

г, = 0,0174 i, R = 0,0950 i, г3 = 0,0305 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Арж.п/1,

10 Па/м

А Рт/1,

10 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

Vwex = 100

м/ч

0,0010

1,0166

1,0688

0,9361

0,00298°

0,003812

0,006791

0,0015

1,1503

1,2094

0,9960

0,003699

0,004732

0,008933

0,0020

1,3099

1,3772

1,0606

0,004643

0,00594°

0,010583

0,0025

1,4920

1,5686

1,1325

0,005831

0,00746°

0,013291

0,0030

1,6921

1,7790

1,2121

0,007267

0,009298

0,016565

V.ei = 200

м/ч

0,0010

1,8399

1,9344

1,8683

0,008415

0,010765

0,019180

0,0015

2,0030

2,1059

1,9877

0,009763

0,012490

0,022253

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Aft./1,

105 Па/м

Ap/l, 105 Па/м

-„А

105 Па/м

V.ex = 200

м/ч

0,0020

2,1953

2,3080

2,1177

0,011462

0,014664

0,026126

0,0025

2,4140

2,5380

2,2617

0,013534

0,017315

0,030849

0,0030

2,6550

2,7914

2,4211

0,015986

0,020452

0,036438

Vwex = 400

м/ч

0,0010

3,4864

3,6655

3,7324

0,025751

0,03294

0,058691

0,0015

3,7082

3,8986

3,9709

0,028686

0,03670

0,065386

0,0020

3,9661

4,1698

4,2319

0,032268

0,04128

0,073548

0,0025

4,2581

4,4768

4,5202

0,036540

0,04675

0,083290

0,0030

4,5808

4,8161

4,8391

0,041523

0,05312

0,094643

V.ex = 600

м/ч

0,0010

5,1330

5,3966

5,5967

0,050675

0,06483

0,115505

0,0015

5,4135

5,6915

6,0247

0,055620

0,07116

0,126780

0,0020

5,7370

6,0316

6,3462

0,061566

0,07876

0,140325

0,0025

6,1021

6,4155

6,7787

0,068585

0,08774

0,156325

0,0030

6,5066

6,8408

7,2571

0,076738

0,09817

0,174908

V.ex = 800

м/ч

0,0010

6,7795

7,1277

7,4609

0,082549

0,10549

0,187949

0,0015

7,1188

7,4844

7,9377

0,089816

0,11491

0,204726

0,0020

7,5078

7,0934

8,4603

0,098580

0,12612

0,22470

0,0025

7,9461

8,3542

9,0371

0,108871

0,13928

0,248151

0,0030

8,4324

8,7655

9,6751

0,120797

0,15454

0,275337

Т а б л и ц а 8.19

г, = 0,02247 i, R = 0,0850 i, г3 = 0,0385 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

AA,sA 105 Па/м

АРт/l,

105 Па/м

Рн/1, 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,0010

0,9610

0,6058

0,4404

0,000843

0,001025

0,001868

0,0015

1,1149

0,7029

0,4594

0,001093

0,001330

0,002423

0,0020

1,3030

0,8215

0,4836

0,001436

0,001747

0,003183

0,0025

1,5202

0,9584

0,5076

0,001881

0,002288

0,004169

0,0030

1,7619

1,1108

0,5336

0,002435

0,002962

0,005397

Vwex = 200

м/ч

0,0010

1,6103

1,0152

0,8758

0,002080

0,002530

0,004610

0,0015

1,7813

1,1230

0,9128

0,002482

0,003019

0,005501

0,0020

1,9880

1,2533

0,9625

0,003008

0,003659

0,006666

0,0025

2,2255

1,4030

1,0109

0,003664

0,004458

0,008122

0,0030

2,4893

1,5693

1,0630

0,004458

0,005423

0,009881

V.ei = 400

м/ч

0,0010

2,9089

1,8339

1,7466

0,005855

0,007122

0,012977

0,0015

3,1140

1,9632

1,8256

0,006596

0,008025

0,014621

0,0020

3,3580

2,1170

1,9205

0,007527

0,009157

0,016684

0,0025

3,6361

2,2923

2,0174

0,008652

0,010525

0,019177

0,0030

3,9441

2,4865

2,1219

0,009975

0,012135

0,022110

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Aft./1,

105 Па/м

Ap/l, 105 Па/м

-„А

105 Па/м

V.ei = 600

м/ч

0,0010

4,2075

2,6526

2,6174

0,011170

0,013588

0,024760

0,0015

4,4468

2,8034

2,7385

0,012305

0,014969

0,027274

0,0020

4,7280

2,9807

2,8784

0,031699

0,016665

0,030365

0,0025

5,0467

3,1816

3,0239

0,015350

0,018680

0,034035

0,0030

5,3909

3,3986

3,1750

0,017234

0,020967

0,038202

V.ex = 800

м/ч

0,0010

5,5060

3,4712

3,4882

0,017884

0,021756

0,039640

0,0015

5,7796

3,6437

3,6513

0,019468

0,023683

0,043151

0,0020

6,0981

3,8445

3,8364

0,021384

0,026014

0,047398

0,0025

6,4573

4,0709

4,0305

0,023636

0,028755

0,052391

0,0030

6,8531

4,3208

4,2396

0,026233

0,031914

0,058147

Т а б л и ц а 8.20

г, = 0,02247 i, R = 0,095 i, г3 = 0,0385 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

AA,sA 105 Па/м

АРт/l, 105 Па/м

Рм/1, 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,0010

1,1483

0,7239

0,5492

0,001151

0,001400

0,002551

0,0015

1,2809

0,8075

0,5701

0,001394

0,001695

0,003084

0,0020

1,4736

0,9290

0,6029

0,001781

0,002167

0,004808

0,0025

1,6959

1,0692

0,6330

0,002277

0,002771

0,005048

0,0030

1,9432

1,2251

0,6655

0,002890

0,003516

0,006406

V.ei = 200

м/ч

0,0010

1,9339

1,2192

1,0928

0,002866

0,003486

0,006352

0,0015

2,1132

1,3322

1,1402

0,003347

0,004072

0,007419

0,0020

2,3293

1,4685

1,2012

0,003969

0,00483

0,008799

0,0025

2,5769

1,6246

1,2616

0,004736

0,00576

0,010496

0,0030

2,8518

1,7979

1,3269

0,005655

0,00688

0,012535

Vwex = 400

м/ч

0,0010

3,5559

2,2418

2,1805

0,008321

0,01012

0,018441

0,0015

3,7781

2,3819

2,2805

0,009252

0,01125

0,020502

0,0020

4,0406

2,5474

2,3978

0,010406

0,01266

0,023066

0,0025

4,3390

2,7355

2,5189

0,011788

0,01434

0,026122

0,0030

4,6690

2,9435

2,6495

0,013401

0,01630

0,029701

V.ei = 600

м/ч

0,0010

5,1780

3,2644

3,2682

0,016061

0,01954

0,035601

0,0015

5,4429

3,4314

3,4207

0,017527

0,02132

0,038841

0,0020

5,7520

3,6263

3,5944

0,019305

0,02349

0,042795

0,0025

6,1010

3,8463

3,7755

0,021402

0,02604

0,047438

0,0030

6,4862

4,0892

3,9722

0,024468

0,02898

0,053449

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

ЛРж.пА 105 Па/м

Ар/1, 105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

0,001°

0,0015

0,0020

0,0025

0,0030

6,8001

7,1077

7,4633

7,8630

8,3034

4,2871

4,4810

4,7052

4,9571

5,2348

V.ei = 800

4,3560

4,5609

4,7910

5,0335

5,2949

м/ч

0,025876

0,027959

0,030452

0,033364

0,036702

0,03148

0,03401

0,03705

0,040588

0,044650

0,057346

0,06197

0,06750

0,07395

0,08135

Т а б л и ц а 8.21

г, = 0,02247 i, R = 0,110 i, г3 = 0,0385 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Арж.п/1,

10 Па/м

Арт/l,

105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,001°

1,3991

0,8820

0,7342

0,001626

0,00198°

0,003606

0,0015

1,5645

0,9863

0,7683

0,001978

0,002408

0,004386

0,0020

1,7652

1,1128

0,8067

0,002443

0,002975

0,005418

0,0025

1,9961

1,2584

0,8472

0,003029

0,003689

0,006718

0,0030

2,2527

1,4202

0,8908

0,003743

0,004558

0,008301

V.ei = 200

м/ч

0,0010

2,4865

1,5676

1,4634

0,004449

0,005418

0,009867

0,0015

2,6805

1,6899

1,5287

0,005074

0,006179

0,011253

0,0020

2,9124

1,8361

1,6089

0,005867

0,007145

0,013012

0,0025

3,1773

2,0031

1,6900

0,006833

0,00832°

0,015153

0,0030

3,4710

2,1883

1,7776

0,007976

0,009713

0,017684

V.ei = 400

м/ч

0,0010

4,6661

2,9417

2,9250

0,013389

0,016301

0,029690

0,0015

4,9126

3,0971

3,0575

0,014648

0,017837

0,032485

0,0020

5,2068

3,2826

3,2132

0,016218

0,019749

0,035967

0,0025

5,5397

3,4924

3,3757

0,018076

0,022011

0,040087

0,0030

5,9073

3,7242

3,5509

0,020227

0,024630

0,044857

Vwex = 600

м/ч

0,0010

6,8381

4,3110

4,3815

0,026129

0,031818

0,057947

0,0015

7,1657

4,5175

4,6007

0,028359

0,034534

0,062893

0,0020

7,5013

4,7291

4,8176

0,030724

0,037413

0,068137

0,0025

7,9021

4,9818

5,0614

0,033654

0,040981

0,074635

0,0030

8,3436

5,2601

5,3242

0,037014

0,045072

0,082086

V.ei = 800

м/ч

0,0010

9,2376

5,8237

5,9905

0,044230

0,053860

0,09809°

0,0015

9,6092

6,0580

6,2742

0,047391

0,057709

0,10510°

0,0020

10,0350

6,3265

6,5892

0,051127

0,062258

0,113385

0,0025

10,5105

6,6262

6,9226

0,055441

0,067512

0,122953

0,0030

11,0338

6,9561

7,2823

0,060362

0,073503

0,133865

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

uT, м/с

Aft./1,

105 Па/м

Ap/l, 105 Па/м

РнА 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,0010

1,1000

0,6935

0,3222

0,000491

0,000587

0,001078

0,0015

1,2767

0,8049

0,3341

0,000637

0,000762

0,001400

0,0020

1,4943

0,9421

0,3469

0,000839

0,001033

0,001842

0,0025

1,7484

1,1023

0,3609

0,001104

0,001320

0,002424

0,0030

2,0317

1,2809

0,3750

0,001436

0,001718

0,003154

V.ei = 200

м/ч

0,0010

1,7442

1,0996

0,6293

0,001099

0,001543

0,002642

0,0015

1,9350

1,2218

0,6538

0,001318

0,001576

0,002894

0,0020

2,1676

1,3665

0,6796

0,001608

0,001923

0,003531

0,0025

2,4379

1,5370

0,7076

0,001975

0,002362

0,004337

0,0030

2,7386

1,7265

0,7365

0,002421

0,002896

0,005317

Vwex = 400

м/ч

0,0010

3,0329

1,9121

1,2438

0,002895

0,003463

0,006358

0,0015

3,2516

2,0499

1,2929

0,003270

0,003911

0,007181

0,0020

3,5143

2,2156

1,3451

0,003746

0,004481

0,008227

0,0025

3,8169

2,4063

1,4010

0,004329

0,005178

0,009507

0,0030

4,1524

2,6178

1,4970

0,005017

0,006008

0,011025

Vites = 600

м/ч

0,0010

4,3215

2,7244

1,8582

0,005380

0,006435

0,011815

0,0015

4,5682

2,8800

1,9321

0,005928

0,007090

0,013018

0,0020

4,8610

3,0646

2,0106

0,006609

0,007905

0,014514

0,0025

5,1960

3,2758

2,0944

0,007427

0,008834

0,016310

0,0030

5,5663

3,5092

2,1829

0,008378

0,010021

0,018400

V.ex = 800

м/ч

0,0010

5,6101

3,5369

2,4726

0,008493

0,010158

0,018651

0,0015

5,8848

3,7100

2,5713

0,009234

0,011045

0,020279

0,0020

6,2077

3,9136

2,6760

0,010139

0,012127

0,022266

0,0025

6,5750

4,1451

2,7878

0,011212

0,013411

0,024620

0,0030

6,9801

4,4005

2,9060

0,012449

0,014890

0,027340

Т а б л и ц а 8.23

г., = 0,02656 i, R = 0,095 i, г3 = 0,0450 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

AA,sA 105 Па/м

АРт/l, 105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,0010

1,2605

0,5688

0,3987

0,000623

0,000745

0,00137

0,0015

1,4407

0,6501

0,4138

0,000787

0,000941

0,00173

0,0020

1,6620

0,7499

0,4298

0,001014

0,001208

0,00222

0,0025

1,9201

0,8664

0,4472

0,001301

0,001556

0,00286

0,0030

2,2078

0,9962

0,4650

0,001661

0,001986

0,00365

V.ei = 200

м/ч

0,0010

2,0653

0,9319

0,7825

0,001478

0,001768

0,00324

0,0015

2,2630

1,0211

0,8130

0,001734

0,002074

0,00381

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Aft./1,

105 Па/м

Ap/l, 105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

V.e* = 200

м/ч

0,0020

2,5031

1,1295

0,8454

0,002069

0,002474

0,00454

0,0025

2,7814

1,2550

0,8803

0,002488

0,002976

0,00546

0,0030

3,0908

1,3946

0,9167

0,002992

0,003579

0,00657

V.ex = 400

м/ч

0,0010

3,6750

1,6582

1,5500

0,004051

0,004846

0,00890

0,0015

3,9076

1,7632

1,6114

0,004510

0,005395

0,00991

0,0020

4,1854

1,8886

1,6767

0,005087

0,006084

0,01117

0,0025

4,5041

2,0324

1,7465

0,005784

0,006918

0,01270

0,0030

4,8569

2,1916

1,8200

0,006600

0,007894

0,01449

V.ex = 600

м/ч

0,010

5,2849

2,3847

2,3176

0,007651

0,009151

0,01680

0,015

5,5523

2,5053

2,4098

0,008341

0,009977

0,01832

0,020

5,8676

2,6476

2,5080

0,009187

0,010989

0,02018

0,025

6,2267

2,8096

2,6127

0,010194

0,012193

0,02239

0,030

6,6230

2,9885

2,7234

0,011356

0,013583

0,02494

Vwex = 800

м/ч

0,0010

6,8943

3,1109

3,0849

0,012183

0,014572

0,026754

0,0015

7,1969

3,2474

3,2083

0,013134

0,015709

0,028840

0,0020

7,5498

3,4067

3,3392

0,014281

0,017082

0,031364

0,0025

7,9493

3,5869

3,4788

0,015630

0,018695

0,034325

0,0030

8,3890

3,7853

3,6267

0,017174

0,020542

0,037716

Т а б л и ц а 8.24

г, = 0,02656 i, R = 0,110 i, г3 = 0,0450 i

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

AA,sA 105 Па/м

АРт/l, 105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

V.ei = 100

м/ч

0,0010

1,5347

0,6925

0,5295

0,00088

0,00105

0,00113

0,0015

1,7209

0,7765

0,5498

0,00107

0,00128

0,00235

0,0020

1,9486

0,8793

0,5714

0,00133

0,00160

0,00293

0,0025

2,2136

0,9988

0,5948

0,00167

0,00200

0,00387

0,0030

2,5087

1,1320

0,6219

0,00208

0,00248

0,00456

Vwex = 200

м/ч

0,0010

2,6138

1,1794

1,0440

0,00223

0,00264

0,00490

0,0015

2,8234

1,2740

1,0850

0,00255

0,00305

0,00560

0,0020

3,0764

1,3881

1,1287

0,00297

0,00355

0,00652

0,0025

3,3684

1,5199

1,1755

0,00348

0,00416

0,00764

0,0030

3,6926

1,6662

1,2245

0,00408

0,00489

0,00897

V.ei = 400

м/ч

0,0010

4,7719

2,1532

2,0730

0,00640

0,00765

0,01405

0,0015

5,0283

2,2689

2,1555

0,00701

0,00839

0,01540

0,0020

5,3317

2,4058

2,2432

0,00777

0,00929

0,01706

0,0025

5,6779

2,5620

2,3367

0,00867

0,01037

0,01904

0,0030

6,0604

2,7346

2,4356

0,00972

0,01163

0,02135

S, м

Q,

10-3 м3

v, м/с

ит, м/с

Арж.п/1,

105 Па/м

АРт/l,

105 Па/м

Рн/l, 105 Па/м

Vwex = 600 м/ч

0,001°

6,9300

3,1270

3,1007

0,01229

0,01470

0,02699

0,0015

7,2541

3,2733

3,2360

0,01332

0,01593

0,02925

0,0020

7,5871

3,4235

3,3577

0,01440

0,01723

0,03163

0,0025

7,9875

3,6042

3,4980

0,01576

0,01885

0,03461

0,0030

8,4282

3,8030

3,6466

0,01731

0,02071

0,03802

V.e* = 800 м/ч

0,0010

9,0881

4,1008

4,1310

0,01976

0,02363

0,04339

0,0015

9,4383

4,2588

4,2964

0,02111

0,02525

0,04636

0,0020

9,8424

4,4411

4,4721

0,02271

0,02717

0,04988

0,0025

10,2970

4,6463

4,6593

0,02458

0,02940

0,05398

0,0030

10,7959

4,8714

4,8578

0,02670

0,03194

0,05864

В ^которых случаях возник^т ^обходимос^ использования в ROTed'ee промывочной жидкости глинистого раствора. При этом наибольший интeрeс вызываeт опрeдeлeниe значeний Q, ит и рн при структурном рeжимe тeчeния вязкопластичной жидкости в пространствe мeжду кeрном и внут-рeннeй полостью цeнтральной колонны.

8.3.3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ СТРУКТУРНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ ГЛИНИСТОГО ДРАСТВОРА В ПРОСТРАНСТВЕ МЕЖДУ КЕРНОМ И ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ ЦЕНТРАЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Teчeниe жидкости в коль^вом пространствe xарактeризуeтся трeмя областями. Цeнтральная часть коль^вого пространства занята ядром потока, т^. областью, движущeйся как твeрдоe тeло, значит, в прeдeлаx ядра град^нт скорости равeн нулю. Pазмeры ядра опрeдeляются внутрeнним р1 и вешним р2 радиусом ядра (р2 > р1). В любой точ^, расположeнной в пространствe мeжду внутрeнним радиусом ядра и повeрx-ностью кeрна, жидкость движeтся при положитeльном гра-диeнтe скорости. В пространств мeжду внeшним радиусом ядра и внутрeннeй полостью цeнтральной колонны труб движeниe жидкости происходит при отрицатeльном гра-диeнтe скорости.

Плоскостями I —I и II —II, пeрпeндикулярными оси трубы, выдeлим отсeк, включающий в сeбя кeрн и жидкость вокруг керна. В пределах выделенного отсека в области положительного градиента скорости проведем цилиндрическую поверхность радиусом r и остановимся на действующих

силах. На нижний и верхний торцы цилиндра действуют

2 2 силы давления nrp и — nr pv

На вертикальную ось будут проецироваться также сила веса жидкости Jt(r2 - r02)yl и сила веса керна Jtr02y п1.

По боковой поверхности цилиндра радиусом r действует сила трения. Скорость внешнего по отношению к цилиндру радиусом r слоя жидкости больше скорости внутреннего слоя. Следовательно, сила трения имеет положительное направление и составляет

Т = 2пг1т.

Градиент скорости в данном случае тоже является положительным, и тогда согласно закону Шведова — Бингама

имеем

T = 2nr1%n ddU1 + т 0?,

& dr )

где и1    —    скорость любой точки жидкости в области

положительного градиентного слоя.

Значит, согласно принципу Д'Аламбера можно составить уравнение динамического равновесия

или


2г|    r п

После интегрирования получим

= - p2 - p1 -Yl r 2 + r02(Y п -Y)ln r-T>

(8.131)


r + c1.

п


При r = r0 u1 = u0. Тогда

Значит, по (8.131) и (8.132)

Р2 Р1 Yl %г2 _ Г(2\ + ro(Y п Y) ln_L^ (r _ r0) + ит.    (8.133)

4^1    &    '    2n    r0 n

При r = p1u1 = и00 — скорость движeния ядра). Тогда

_ _ p2 _ p1 _ Yl %p2 _ r02' + ro (yп _ Y) in?i _ ^ (p1 _ r0) + ит.    (8.134)

4nl    &    '    2n    r0 n

Составим аналогичноe yравнeниe динамичeского равновe-сия, провeдя цилиндричeскyю повeрxность по внeшнeмy гра-диeнтномy слою:

-2щ-/&_п d1 + т0) _ n(r2 _ r02)lY _ nr02lY п + nr2(Р2 _ Р1) = 0.

Отсюда

dU2 _ _ (p2 _ p1 _Yl)rdr + r02(Y п _Y) dL + T0 dr.

2nl    2n r n

Cлeдоватeльно,

u2 _ _ P2 _ P1 _ Yl r2 + r0(Y п _Y) lnr + ^r + c2.    (8.135)

4nl    2n    n

При r = r1 u2 = 0. Тогда

c2 _ p2 _ P1 _ Yl r12 _ r°(Y п _Y) ln r1 _^r1.    (8.136)

4nl    2n    n

Согласно (8.135) и (8.136) скорость в любой TO4Ke в^ш-^го (отрицатeльного) градиeнтного слоя можно опрeдeлить так:

и2 _ Р2 _ Р1 _ Yl &r12 _ r2) _ r0(Yп _Y) lni _^(r1    _ r).    (8.137)

4nl    &    (    2n    r    n

На границ с ядром потока скорость и2 становится равной скорости ядра, т^. при r = р2 и2 = и0. Тогда

U0 _ Р2~'{I %r122) _ r0 (y2i _ Y) ln _ —(r _ Р2).    (8.138)

4nl    v        2n    P2    n

Так как ядро движeтся как твeрдоe тeло, то значeния и0, опрeдeляeмыe по (8.134) и (8.138), равны мeждy собой и

ит _ p2 _ p1 _ Yl % r12 _ р2 + p2 _ r02) _ r0 (y п _ Y) ln _

4nl    &    (    2n    r0p2

п

Следовательно, по выражениям (8.133) и (8.139) получим

(8.140)

(r1 -P2 -P1 + r).


п


Значит, по формулам (8.137) — (8.140) можно определить скорость в любой точке внешнего градиентного слоя, ядре потока, скорость керна (внутреннего цилиндра) и внутреннего градиентного слоя.

Однако во все перечисленные зависимости входят размеры ядра глинистого раствора, а также значения р2 — р1, которые пока являются неизвестными, и динамическое напряжение сдвига т0. Ясно, что радиусы ядра глинистого раствора обусловлены определенным т0, который в свою очередь влияет на значение р2 — р1. Поэтому целесообразно эти величины, т.е. р2 — р1 и т0, выразить в зависимости от размеров ядра глинистого раствора.

С этой целью составим уравнение равновесия соответственно по внутреннему и наружному радиусам ядра глинистого раствора. Очевидно, что градиент скорости в обоих случаях равен нулю, касательное напряжение в первом случае будет положительным, а во втором — отрицательным. Так как знаки остальных сил определить нетрудно, то, не останавливаясь на них, указанные уравнения можно записать в следующем виде:

Решив совместно уравнения (8.141) и (8.142), получим

(8.143)

(8.144)

По выражениям (8.143) и (8.144), а также формулам (8.137), (8.138), (8.140) можно записать:

2 + Р2 - Р2 - 2Г1(р 2 - Р1) - 2r (Р2 - Р1) +

+2 р1р21п ГР2 - r2

. r0 (y п - Y) 8r2 + Р2 - Р2

4ПР1Р 2


(8.145)

(8.146)

(8.147)


ГР1

Г) (Y п - Y) 4ПР1Р2

r02(Y п - Y)

4ПР1Р2


Г12 - 2r,(p2 - Р1) + 2r (Р2 - Р1) - 2Р1Р21П -1 - r2

Г12 + Р2 - 2Р1Р21П    - 2r1 (Р2 - Р1) - 2Р1Р2

Р2

Так как скорость в любой точ^ коль^вого пространства опрeдeляeтся нe eдиной формулой, как в ^^^e движeния вязкой жидкости, а трeмя выражeниями, то и расход опрeдe-ляeтся как

q = ?1 + q° + ?2°    (8.148)

гдe q1 и q2 — расход жидкости в области положитeльного и отрицатeльного град^нтоЕ скоростeй соотвeтствeнно; q° — расход в области ядра потока.

Oчeвидно, что

q1 = 2nJ"ru1dr;

(8.149)

(8.150)

(8.151)


0

qо = n(p2    pi)u°;

q 2 = 2nJ' ru2 dr.

По формулам (8.145) и (8.149) получим

22

r1P2


nr0(Y п - Y)


q1;


2ПР1Р2


2 2 2 2 2 2 4 2 2 r0 r1 , p1p2    r0 p2 p1 , r0 p1    „2 ,    ,2 ,

— + —    —    -    —    +    —    -    r1p2p1 + Лр 2^° +


P2

В соотвeтствии с выражeниями (8.147) и (8.150) расход жидкости в области ядра составляeт

q0 _    )    I    ^^    _Р2 _ P1P2 lni + p3p2lnА-

2np1p2 & 2 2 2 2    р2    р 2

_ПР3 + p1p2r1 + r1pjp2 _ P3r1 _P1P3 + P3P2). .    (8.154)

Cлeдоватeльно, по соотношениям (8.148), (8.152) — (8.154) расход жидкости чeрeз пространство мeждy ^рном и внут-рeннeй полостью цeнтральной колонной найдeм так:

'1

2

3


nr0(Y п _ Y)


- ^(r12 _ r0) _ ^(Р2 _ Р1)++ pj?2(р2 _ р2) -


(Р2 _ Р2) + Р212P1 + r1r02(P2 _ Р1) + | r03(P2 _ Р1) _


2np1p2


Р1Р2'021п

r1p1


(8.155)


Скорость движeния кeрна ит согласно (8.139), (8.143) и

(8.144) опрeдeляeтся по формyлe

h _ r°(Y п Y) >r12 + р2 _Р2 _r02 _ 2Р1Р2in_ 2r1P2 + 2r1P1 -4np1p2 &    r0p2

-2r0P2 + 2r0P1).

(8.156)


Урав^н^ матeриального баланса записываeтся согласно (8.70). Значит, по выражeниям (8.155) и (8.70) можeм составить слeдyющee соотношeниe:

Q


Y п _ Y


_f(p 2 _p2)+


Яг0    2np1p2


+ r1r02(p2 _Р1) + -r03(P2 _Р1)-12    3


2    4    4

r0 f _ 2    _ 2\ . Р2 _ Р1


р1р2(r1 _ r0) r1 (Р Р ) , (r1 _ r0) , р1р2 (Р2 Р2) --2---3" 2 _р1) + —4— + ~~ 2 _р1)_

-Р1Р2'021п    .

r1p1

Из равeнства ит по формулам (8.156) и (8.157) найдeм

P1P2fr2    ,2\

nr0(Y п _ Y)


Q _


(r1 _ r0 ) '

-if(P2 -P1) + P1P2 (p2 -p2)

3    6


В соответствии с (8.156) расход породы во внутренней полости центральной колонны


nro (Y п - Y)

4nP1P2


(L1 - P2)2 - (P1 - Го)2 - 2P1P2ln    + 2(r1P1 - LoP2)

r0P2


(8.159)


Из равенства расходов дт, найденных по формулам (8.2) и (8.159), можно записать:


ro (Y п - Y)


r1p1

r0P2


1 -P2)2 - (P1 - Г0)2 - 2P1P2ln


4nP1P2(1-mR ¦2(L1P1 - LoP2)].


(8.160)


Формулы (8.157), (8.158) и (8.160) представим в безразмерном виде:


pb -p4    I (P    P )% г2 I 2    г3    1'    PaPb (1    г2) ,

12    + (pb    pa)>L + 3L    3(    2    (1    L) +


Q 1


ит


2 2

+ -4(1 - rQ2)2 +    ^ - l2 ] - pQPbr2 ln LaPb

2    &    3    (    P a


1 /1 r2)2 + pb pa % papb    r2'


(8.161)


1 - r4 r3


(Pb -Pa) + Pb 12Pa -?yL (1 - r2) - -|(Pb -Pa) +


Q = ¦


p ap b


+ - PaPb(Pb -P2)

6


(8.162)

(8.163)


(1 - Pb)2 - (Pa - La)2 - 2PaPb ln    + 2(Pa - raPb)

rap b


p ap b


где u =    2пит    ; Q =    2nQ    v    =    4nvмехR (1 - m)

1 де    r    W    л    '    мех    „    '


r1 (Y п - Y)    n(Y п - Y )r1

Согласно (8.144)


r1 (Y п - Y)


ra (pb - pa) 2p ap b


(8.164)


TO =


где T0 = -—^-.

(Y п - Y )r1

Система уравнений (8.161) — (8.164) решается так:    при

заданных значениях 7мех и га по (8.163) находим pa = /(pb), что


позволяeт по выражeнию (8.164) вычислить соотвeтствующиe т°. Подставив найдeнныe pQ и рь, а слeдоватeльно, и т° в

(8.162), найдeм Q = /(т°), что даeт возможность по (8.161)

установить ц = Ф^, т°) при заданных ранee vHex и га. Aналогичныe расчeты проводятся и при других vHex.

Oчeвидно, что при Q = Q^ происходит "зависаниe" кeрна. Для опрeдeлeния Qкр положим в (8.161) ц = 0. Тогда

Qk


p op b


(8.165)


Таким образом, зависимость Q кр = /(т°) по систeмe урав^-ний (8.164) — (8.166) опрeдeляeтся так. При заданном га по уравнeнию (8.166) находим pQ = f(pb), что позволяeт по (8.164) рассчитать po = ф(х°). Подставив найдeнныe зависимости в (8.165), устанавливаeм Qкр = /1(х°). Kромe того, провeдeнныe расчeты позволяют по формулe (8.163) опрeдeлить    = /(умет!),

т.e. найти динамичeскоe напряжeниe сдвига, котороe при заданном v Hex обeспeчит "зависаниe" кeрна, обусловлeнноe расходом Q кр, найдeнным по зависимости Q кр = /1(т°).

При га = 0,85 в указанной послeдоватeльности были най-дeны значeния pQ, pb и т°, а такжe Q^ (табл. 8.25).

Из табл. 8.25 видно, что с умeньшeниeм динамичeского напряжeния сдвига т° значeниe критичeского расхода увeличиваeтся.

В табл. 8.26 привeдeны рeзультаты расчeтов по опрeдeлe-

нию pQ, pb, Q и цт, выполнeнныx при га = 0,85, R = 0,085 м, r1 = 0,0174 м, vHex = 400 м/ч = 0,1111 м/с, п = 0,010 Па-с,

Y п = 2,6-104 Н/м3, y = 1,2-104 Н/м3 и m = 0,2 по систeмe уравнeний (8.161) — (8.163).

Аналогично можно найти значeния Q и и при других исходных данных, в том числe vHex.

Однако расчеты по предлагаемой системе связаны с большим объемом вычислительных операций. Поэтому возникла необходимость вывода более простой, но приближенной формулы, позволяющей оперативно выполнять необходимые расчеты.

Ра

Рь

т0

Q

ит

0,855

0,8766

0,01041

0,012754

0,013866

0,860

0,8762

0,00777

0,012762

0,013878

0,865

0,8755

0,00501

0,012771

0,013900

0,870

0,8742

0,00199

0,012890

0,013966


Ра

Рь

* т 0

Q кр

0,87

0,0785

0,04604

0,0000923

0,89

0,9579

0,02877

0,0003236

0,90

0,9477

0,02020

0,0004761

0,91

0,9377

0,01172

0,0006407

0,92

0,9272

0,00334

0,0008108


Идея вывода заключается в том, что при ламинарном режиме вязкой жидкости в пространстве между керном и внутренней полостью существует поверхность радиусом р0, на которой скорость достигает максимума.

Считаем, что ядро глинистого раствора располагается на расстоянии Ар симметрично указанной поверхности радиусом р0.

8.3.4. ПРИБЛИЖЕННОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ СКОРОСТИ ДВИЖЕНИЯ КЕРНА И РАСХОДА ЖИДКОСТИ ПРИ СТРУКТУРНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЧЕНИЯ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Скорость в любой точке между керном и колонной (кольцевое пространство) при течении вязкой жидкости согласно формулам (8.67) и (8.76) можно найти так:

%

ln-1-

. Y тг0


,2 -    ln i - г2

1 rj    r

ln—


0


(8.167)


r


По выражениям (8.77) и (8.167), заменив ^ = п, получим

Y ,2 r12 - г2 + (r12 + r02 )ln f 20(г2 2 ) u _ Y тг0__rL + 2Q(ri - r )

(8.168)


2П    г2 + г2    n(r4 - ,04) '

Так как скорость жидкости на поверхности, характеризующейся радиусом г = р0, достигает максимума, то

(8.169)

(8.170)

(8.171)

(8.172)

(8.173)

(8.174)

(8.175)

(8.175)

(8.176) (8.161)


0


lr02(Y г


¦ Y)


0


Из yравнeния динамичeского равновeсия ядра

П(Р2 _ Р2)(АР _ Yl) _ 2п(Р2 + P1)lT0.

Счт^м, что Р2 = Р0 + Ар;

Р1 = Р0 - АР.

Тогда по (8.171) — (8.173) получим

Ap _Yl _ ^.

АР

Согласно формyлe (8.143)


Из равeнства правых частей выражeний (8.174) и получим

^0 _ r02(Y п _ Y)

АР Р0 _ Ар2 '


r1    r1

Пользуясь выражeниями (8.172) и (8.173), формулу можно пeрeписать в слeдyющeм видe:


гдe Ар* _ ^; Ар0


a)+

nY т r1


Отсюда


Ap _y1 ¦


Р0 _ Ар2


Р0 _ ra


1_ r4


Ар*


dr



По формyлe (8.168) и условию (8.169) получим


¦ra2 Wra4 + 4t02p02


r=P


1'


- _ Q__

и'т _ г 2    р*2

ra    р 0


* *

АР


* *

Р0 - АР Согласно (8.177)

(Ро2 + Ар*2)р0Ар* + 2Лр*( ra2 +



(8.178)

м и    i    х    а    *    .    *    v/

Ро - АР

Из равенства значений дт, рассчитанных по формулам (8.2) и (8.178), следует:


(8.179)

Можно убедиться в том, что при r1 > 0,02247 м, га < 0,85, а также n, Q, представляющих интерес для практики бурения скважины двойной бурильной колонной, имеем

Га2(1 - Га2) >>-^.

nY т r1

Тогда по (8.170) получим

(8.180)

Перепишем формулу (8.177) в виде

_Q___

лг2    2г

и.

т

*2    »    *2    л    %    *2    л *2    '

Р0^_А^ (1 _ ra2) + 1(1 _ r2)2 + 2р0Ар* j    _ r2'

¦ (р*02 _Ар*2)г21п ra(p0 +АР*} Р0 _ АР

Задача рeшаeтся в слeдyющeй послeдоватeльности: при заданных ra, r1, R, 5п, Y, n и т0 по формулам (8.176), (8.179) и

(8.180) находим зависимость Q =    /(vHex), что позволяeт

согласно выражeнию (8.181) опрeдeлить ит = /(vHex).

Провeдeм расчeты при слeдyющиx исходных данных: r3 = = 0,85, r1 = 0,02247 м, R = 0,085 м, y п = 2,6-104 Н/м3, y = =    1,2-104 Н/м3, n =    0,01 Па-с, т0    =3 Па, r0    = rar1    =

= 0,019099 м.

Согласно (8.180) р0 = 0,928036. Имeeм также

т*0 _-10-_ 0,009536.

(Y п _ Y )r1 Тогда по формyлe (8.176)

Л *    _0,7225 + л/0,52201 + 0,0003133    „

Ар* _ —;--1-_ 0,011503.

0,019072

Согласно выражeнию (8.179) можно записать:

п-0,255-10_6-14 000

Q _ 0,0314176v м


—(0,8612508 +

3


0,02(0,8612508_ 0,0001323)

+ 0,0001323)0,0106752 + 0,023006% 0,7225 + 0,409417 _ 3) _

0,8612508_ 0,0001323 п    п    ^    п

----0,2775 + 0,01925156 + 0,0213504 х

х (0,2870394 _ 0,7225) _ 0,622158ln 0,7986081

0,916533 или

Q = 0,0314176vHex + 0,00043306.    (8.182)

Подставив исходным данным в (8.181), получим

ит _-Q--0,27236.    (8.183)

т 0,0015862

По формулам (8.182) и (8.183) были найдeны значeния расхода промывочной жидкости Q и скорости подъeма ^рна ит в зависимости от мexаничeской скорости проходки vHex 16 2

(табл. 8.27). Расчеты проводились при га = 0,85. Аналогично могут быть выполнены расчеты и при других значениях га.

Данные табл. 8.27 рассчитаны при условии структурного режима течения глинистого раствора в кольцевом пространстве.

Проверим, выполняется ли это условие. Для этого найдем параметр Хедстрема в кольцевом пространстве между керном и поверхностью центральной колонны:

Иекп _ 01 0)2Y .    (8.184)

ЭТ2

Значит,

Не _ 43(0,02247- °.°19°99)212 000 _ 1668,06.

9,81-0,0Г

Тогда по формуле (8.29) и табл. 8.8 критическое значение параметра Рейнольдса

Кекр.кл = —6400 + 9314,57,

КеКр.к.п = 2914,6.

Согласно уравнению неразрывности расход жидкости в кольцевом пространстве

q _ Q - пг02ит.

Отсюда средняя скорость движения жидкости

О    г02

^К.п _    2    2    2    2 ит.

П(Г1 - ,0) Г1 - ,0

Следовательно, параметр Рейнольдса в кольцевом пространстве

О


(8.185)


п(г1 + г0)


Re _ —

lvc к.п

П9


При принятых исходных данных

Та б ли ц а 8.27

^ме1 м/ч

О, м3

ит, м/с

^ м/ч

О, м3

ит, м/с

100

0,0013058

0,5503

500

0,0047966

2,7510

200

0,0021785

1,1005

600

0,0056693

3,3012

300

0,0030512

1,6506

700

0,0065425

3,8517

400

0,0039239

1,9279

800

0,0074147

4,4016

^мех. м/ч

Q,

10 3 м3

ит, м/с

^.п

^мехг м/ч

Q,

10 3 м3

ит, м/с

Кек.п

100

0,876

0,550

46,0

500

4,367

2,751

227,5

200

1,749

1,100

91,5

600

5,240

3,301

237,0

300

2,622

1,651

136,8

700

6,112

3,851

320,2

400

3,494

2,201

182,01

800

6,985

4,401

363,7

ReK n = 244648,3> ^30^ - 0,008775ит|.    (8.186)

3>_Q_

„ 0,130593


Расчеты по формуле (8.186) показывают, что при vH,

> 500 м/ч имеем Иекп > 2914,6, т.е. течение в кольцевом пространстве происходит при турбулентном режиме.

Повторим расчеты при больших значениях т0 и n, а именно: т0    =    15 Па-с, n =    0,1    Па-с. Так как га не

изменилось, то р0 = 0,928036. В данном случае

т0 =---= 0,047683.

0    14    000    -    0,02247

Значит, по (8.176)

‘'мех

* ,    -0,7225 + л/0,52201 + 0,00783267    ппптпп

Ар* = —;-—-1-= 0,056655.

0, 095366

По (8.179) и (8.181)

Q = 0,0314176умех + 0,3455-10-5;    (8.187)

ит =-Q--0,002177531.    (8.188)

т 0,001586193

Параметр Хедстрема по (8.184) Некп = 83,402.

Тогда по выражению (8.29) и табл. 8.8

Кекр.к.п = —6700 + 9314,58,

КеКр.к.п = 2614,6.

Параметр Рейнольдса согласно (8.185) найдем так:

Иек.п = 24464,8% —3Q— - 0,008775^].    (8.189)

& 0,130593    )

В табл. 8.28 приведены результаты расчетов по (8.187), (8.189) при различных умех.

Из табл. 8.28 видно, что во всех случаях Иекп < 2614,6, т.е. глинистый раствор в кольцевом пространстве движется при структурном режиме.

8.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ

В КАЧЕСТВЕ РАБОЧЕГО АГЕНТА ВОЗДУХА

Длина керноприемника l намного меньше глубины скважины, поэтому в пределах l можно принять, что удельный вес газа (воздуха) равен некоторой средней величине yср- Известно, что давление газа в любой точке, находящейся в области керноприемника, непрерывно изменяется по глубине. Поэтому при составлении уравнений (8.86), (8.87), (8.89) необходимо, строго говоря, рассматривать дифференциально малый участок dx, в пределах которого имеем дифференциально малое изменение давления dp = Ар.

Тогда с учетом этих допущений расчеты можно вести с помощью системы (8.35), (8.96) и (8.102).

В этих выражениях расход газа (воздуха) Q, удельный вес

Y и кинематическая вязкость v являются соответствующими величинами при данном давлении.

При изотермическом расширении газа согласно закону Генри

(8.190)


Y


; Y a —;

pa


Q _ Qa

p


(8.191)


_ wpa ;

Y ap '

_ Y пPa [ *

Yap

Тогда по (8.95), (8.96) и (8.102), а также (8.190)


(8.192)

(8.193)


v

Y


8


15,295^ & r5g3y ap\ 7 &


Qa pa


rVa + a *)2p    (ra + a *)2 ( 16№a

4


8


(¦ +751) +[ _(ra + a*>’I

a *(2ra + a *)


2l7 (5*_ a *)7


-    8    4    r    -

Qa &    16^    )    7    &    pa) 7 -    7i15/7 f Y nPa - l) 7 3& 2ra + a *1 7 a*f

a 7 X


8,74ЛГ]2 ( Y ail5g3 + 1 P *    4(ia + a * )22/7 fY aP    )

48

X fl + _i 0*-} + .1 - (ra + a*)2]^(5*~a*)7

1 - .1(5* - a*)

15


(ia + a*)8/7


4

&    171    -    -    2    *    *-l

X \lspL -    1) 1(5*-a*)7 -1 - (ra    + a* )2 2 7    - a + a    a 7 5    = 0;    (8.195)

' Y a P    +1    L    J    ra    I

Qa = P /nR2vMex(1 - m) + 8,74nij2&17ra3(3,48981 - 6,8775ra +

Pa L    1    16UPn )

16^Pa

+ 3,3879ra2 )]ra-2(2,0391-1,0209ra )-1.    (8.196)

В выражениях    (8.194)    —    (8.196) р — давление в данном

рассматриваемом сечении центральной колонны труб.

По уравнению равновесия дифференциально малого объема газа, составленного из условия статики, имеем

Ydx = dP.    (8.197)

Согласно (8.130) и (8.197) получим

Y aH

P3a6 = Pбуф e Pa .    (8.198)

По формуле (8.198) при y! = 10 Н/м3, ра = 105 Па

H

P 3a6 = Pбуф e<    (8.199)

В табл. 8.29 приведены значения рза6 при различных рф и Н, рассчитанные по формуле (8.199).

Из табл. 8.29 видно, что при Н < 800 м и рф < 20-105 Па с достаточной точностью можно принять рф = рза6.

Таким образом, удельный вес газа во всей колонне труб

^уф

можно принять постоянным и равным y a——.

Pa

Значит, забойное давление по аналогии с основным уравнением гидростатики можно определить по формуле

Pзaб = Pбуф + Y a    H

Pa

Н, м

Рзаб. 105 Па

= Р5у?05 Па

Р буф

= 10105 Па

Р буф

= 15105 Па

= 20уф05 Па

100

5,050

10,100

15,150

20,200

200

5,101

10,202

15,303

20,404

300

5,152

10,304

15,456

20,608

400

5,204

10,408

15,612

20,816

500

5,256

10,512

15,718

21,024

600

5,309

10,618

15,927

21,236

700

5,362

10,724

16,086

21,448

800

5,416

10,832

16,248

21,664

ИЛИ

Рзаб = Рбуф(1 +    .    (8.200)

В табл. 8.30 приведены результаты расчетов по формуле (8.200).

Из сравнения данных, приведенных в табл. 8.29 и 8.30, видно, что расхождение между результатами, полученными по формулам (8.199) и (8.200), практически отсутствует.

В рассматриваемом случае в центральной колонне имеем не только газ, но и керн с концентрацией а0:

а 0 =-qп-.    (8.201)

^ Ра

Так как

qп = nR 2vмех(1 - m), то при р = рбуф

Т а б л и ц а 8.30

Н, м

Рзаб, 105 Па

Р буф

= 5-105 Па

Р буф

= 10105 Па

Р буф

= 15105 Па

Р буф

= 20-105 Па

100

5,050

10,100

15,150

20,200

200

5,100

10,200

15,300

20,400

300

5,150

10,300

15,450

20,600

400

5,200

10,400

15,600

20,800

500

5,250

10,500

15,750

21,000

600

5,300

10,600

15,900

21,200

700

5,350

10,700

16,050

21,400

800

5,400

10,800

16,200

21,600

„    nR 2v мех(1 _ m)

a 0 _

2p

a


nR v мех(1 _ m) + Q.

pбуф

Пренебрегая весом газа, давление на забое можно найти как

Рзаб = Рбуф + YпaoW    (8.202)

или по (8.201) и (8.202)

aб _ Pбуф + Y пН-nR2vме1(1 _ m)-.    (8.203)

2    pa

nR v мех(1 _ m) + Qa

pбуф

Учитывая, что при Н < 500 м и рн < 50-105Па забойное давление практически равно давлению нагнетания, согласно (8.203) имеем

P„ _ Pe^ + —"r2y пНмех(1 _ m)—.    (8.204)

2    pa

nR V мех(1 _ m) + Qa

p буф

На основании изложенного можно считать, что расчеты по выражениям (8.194) — (8.196) целесообразно проводить при постоянном давлении р = рф.

Таким образом, система уравнений (8.194) — (8.196) и (8.204) позволяет найти значения ит, Q3, рн, обеспечивающие вынос керна при заданной механической скорости проходки умех и других исходных данных.

Проведем расчеты при Н = 300 м, yа = 10 Н/м3, гг = = 0,02247 м, га = 0,95, ц = 10010-6 Па-с, yп = 2,6-104 Н/м3, умех = 400 м/ч, R = 0,085, m = 0,2, р6уф = 5-105 Па.

Подставив исходные данные в (8.196), получим

Qa _ 50[0,0020176 + 0,0138633-1,077837-0,857375 х

x (3,48981 _ 6,53362 + 3,05758)1-1-_ 0,11368 м/с.

-I 0,9025 -1,069245

Имея в виду, что S* = 1 — га = 0,05, в соответствии с принятыми исходными данными уравнение (8.195) можно представить в следующем виде:

4

рбуф, 105 Па

а*

Оа, 10-3 м3

ит, м/с

рн, 105 Па

15

0,02475

0,03367

0,0916

51,922

20

0,02450

0,04523

0,2591

56,866

30

0,02428

0,06867

0,4833

62,067

40

0,02390

0,09189

0,5720

76,585

50

0,02360

0,11368

0,7340

86,673

2-Ъ (0,05 - a *)7

8

н[1 - (0,95 + a* )2 ] 7

9,4570217


1 - — (0,05 - a*)

15


0,95

(0,95 + a *)7


4

0.


(8.205)


X


0,95


(0,05 - a*)7 /1 - (0,95 + a*)2j7 -


В результате расчетов по уравнению (8.205) методом последовательных приближений было получено а* = 0,0236.

Таким образом, по формуле (8.194) при р = р6уф = = 50-105 Па получим

ит = 1,512157- 14,64422 0,97234• 9,45702(0,17592• 0,0138188х

т    0,    947897

х 1,013249 + 0,18483 • 0,0165346 • 0,98592) = 0,734 м/с.

Значит, давление нагнетания по (8.204) можно найти так:

рн = 50• 105 +-15737,2848-= 50 • 105 + 36,673 • 105,

0,0020176 + 0,0022736

рн = 86,673-105 Па.

Аналогичные расчеты были проведены при различных рф (табл. 8.31) и при других значениях га.

Расчеты показали, что процесс бурения скважины с одновременным пневмотранспортом керна возможен при достаточно малых зазорах между керном и внутренней полостью центральной колонны. Практическая реализация такого результата возможна, очевидно, при использовании труб, покрытых эмалью.

МЕТОЛЫ ОПРЕЛЕЛЕНИЯ СОСТАВА РАСТВОРЕННОЙ ОРГАНИКИ

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА

Воды, контактирующие с месторождениями углеводородов, характеризуются наличием органического вещества, состав которого в водах в общем виде выражается формулой (CH2O)106(NH3)16H3PO4. При взаимодействии с сильными окислителями органическое вещество окисляется до углекислого газа. В присутствии кислорода окисление протекает по уравнению

(CH2O)106(NH3)16H3PO4 + 138O2 ^ 106С02 + 122H2O +

+ 16HNO3 + H3PO4.

По мере расходования кислорода система переходит к потреблению кислорода, освобождающегося в процессе денитрификации соединений, содержащих NO-, по схеме:

(CH2O)106(NH3)16H3PO4 + 84,8HNO3 ^ 106CO2 + 148,4H2O +

+ 42,4N2 + 16NH3 + H3PO4.

В анаэробных условиях, когда запасы кислорода исчерпываются, происходит бактериальная сульфат-редукция:

(CH2O)106(NH3)16H3PO4 + 5 3SO2- ^ 106CO2 + 53S2- +

+ 106H2O + 16NH3 + H3PO4.

Количественно органическое вещество оценивается удвоенным содержанием органического углерода.

Наибольшее содержание Сорг обнаружено в водах, контактирующих с нефтяными залежами. В водах газовых залежей того же района содержание Сорг понижено, в водах непродуктивных зон оно еще меньше. Обогащение вод органическим углеродом по мере приближения к контурам нефтегазоносности может служить поисковым критерием для выделения этих зон.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к от-

бору проб” в стеклянную посуду, которую ополаскивают не менее двух раз отбираемой водой. Допускается непродолжительное (в течение 3 дн.) хранение проб при температуре 3

4 °С. При более длительном хранении используют консерванты: раствор хлорида ртути HgCl2 (0,1 см3 на 25 см3 пробы) или концентрированную серную кислоту (1 см3 на 100 см3 пробы).

Сущность метода. Метод основан на окислении органического вещества до углекислоты с сернохромовой смесью при нагревании с последующим оттитровыванием избытка непрореагировавшей сернохромовой смеси раствором соли Мора в присутствии индикатора дифениламина.

Мешающие влияния. Определению мешают: двухвалентное железо, сероводород и другие легко окисляемые вещества. В этом случае в пробу добавляют 1-5 см3 пероксида водорода (30%-ного), раствор нагревают до 70 °С, охлаждают, в случае необходимости фильтруют. Конечный расчет производят на аликвоту, взятую до устранения мешающих влияний.

Реактивы. Используют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Водорода пероксид Н2О2, 30%-ный водный раствор.

Серебро сернокислое Ag2SO4, кристаллическое.

Кислота серная H2SO4, плотность - 1,84 г/см3.

Калия бихромат K2Cr2O7.

Сернохромовая смесь, раствор 0,4 н. В мерную колбу вместимостью 1 дм3 вносят 20 г K2Cr2O7, растворяют в небольшом количестве воды (~200 см3), вносят небольшими порциями

0,5 дм3 серной кислоты (плотность - 1,84 г/см3) и после охлаждения объем раствора доводят водой до метки.

Кислота фосфорная Н3РО4, плотность - 1,7 г/см3.

Дифениламин C12H11N, раствор 5 г/дм3. 0,5 г дифениламина растворяют в 20 см3 воды в мерном цилиндре вместимостью 100 см3 и небольшими порциями прибавляют серную кислоту (плотность - 1,84 г/см3) до метки.

Соль Мора Fe(NH4)2(SO4)2 • 6H2O, раствор 0,2 н. 78,4 г соли помещают в мерную колбу вместимостью 1 дм3 с дистиллированной водой и осторожно добавляют 20 см3 серной кислоты (плотность - 1,84 г/см3). После охлаждения объем раствора доводят водой до метки.

Проведение анализа

25 см3 исследуемой пробы помещают в коническую колбу вместимостью 250 см3, прибавляют 0,1 г сернокислого серебра,

1 см3 концентрированной серной кислоты и ставят в темное

место на 1,5 ч для осаждения хлоридов. Затем приливают 10 см3 сернохромовой смеси, ставят на горячую песчаную баню, нагревают до слабого кипения и кипятят 5 мин (колбу накрывают воронкой с коротким носиком). По охлаждении добавляют    2 см3 фосфорной кислоты, 8 капель дифениламина и

оттитровывают избыток непрореагировавшей сернохромовой смеси раствором соли Мора до перехода синего цвета в грязно-зеленый. Во время титрования содержимое колбы тщательно перемешивают, так как изменение окраски происходит от одной капли довольно медленно. Параллельно проводят “холос-тое” определение с дистиллированной водой.

Обработка результатов

Содержание углерода X (мг/дм3) определяют по формуле X = - b) • 0,6 • 1000/V,

где а - объем 0,2 н раствора соли Мора, пошедший на титрование “холостой” пробы, см3; b - объем, пошедший на титрование исследуемой пробы, см3; 0,6 - масса углерода, соответствующая 1 см3 0,2 н раствора соли Мора, мг; V - объем пробы, взятый на определение, см3.

Для пересчета Сорг на органическое вещество найденное количество углерода, выраженное в мг/дм3, умножают на условный коэффициент 2,1.

Пример. Объем пробы, взятый для анализа V = 25 см3; объем титранта, пошедший на титрование пробы b = 21,8 см3; на титрование “холостой” пробы а = 24,6 см3. Содержание органического углерода:

X = (24,6 - 21,8) • 0,6 • 1000/25 = 67,2 мг/дм3. Содержание органического вещества: 67,2 • 2,1 = 141,12 мг/дм3.

8.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФЕНОЛОВ

Фенолы - это производные ароматических углеводородов, получаемые замещением одного или нескольких атомов водорода в ядре гидроксильными группами. Простейшие из них: фенол С6Н5ОН (карболовая кислота) - производное бензола, и крезол - производное толуола, в котором гидроксильная группа может находиться в орто-, мета- и пара-положениях.

Наличие фенолов в пластовых водах нефтегазовых месторождений является прямым поисковым показателем продуктивности структур и зависит от свойств, состава углеводородных флюидов, термобарических условий недр, минерализации вод.

В водах сероводородсодержащих объектов фенолы не являются критерием нефтегазоносности, так как вступают в реакцию с сероводородом, образуя меркаптаны.

Фенолы являются основным компонентом сточных вод химических производств, попутных и сточных вод газо-нефте-добывающей и перерабатывающей отраслей. Попадая в питьевые воды, фенолы придают воде неприятный хлорфенольный запах и привкус, в рыбохозяйственных водоемах нарушают биологический режим. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 0,001 мг/дм3.

Приводится колориметрический метод определения фенола с диметиламиноантипирином.

Отбор проб. Проба отбирается в стеклянную посуду, резиновые пробки оборачивают двумя-тремя слоями фольги или кальки, которые обезжиривают кипячением в растворе Na2CO3 (10 г/дм3). Фенолы не стабильны при хранении (летят, окисляются), поэтому пробы консервируют кристаллическим гидроксидом натрия (калия) из расчета 4 г на 1 дм3 пробы. При этом фенолы переводятся в феноляты, более стойкие при хранении.

Глубинная проба отбирается специальным пробоотборником. Перевод ее из пробоотборника в бутылку производится через сифон (шланг, трубка), опущенный до дна бутылки, заполняя ее под пробку. Это позволяет сократить до минимума контакт воды с кислородом воздуха.

Необходимый объем проб на анализ - 0,5 дм3. Эти пробы могут быть использованы также для определения бензола, его гомологов и нафтеновых кислот. Пробы хранят в холодильнике.

Сущность метода. Метод основан на образовании окрашенных соединений фенола с диметиламиноантипирином (пирамидоном) в присутствии персульфата аммония в качестве окислителя в щелочной (рН = 9,3) среде. При этом развивается окраска растворов от желтой до малиновой пропорционально концентрации фенола.

Мешающие влияния. Прямому определению фенолов в воде мешают кислоты, щелочи, соли, сероводород, органические соединения.

Мешающее влияние всех компонентов устраняется выделением фенолов с водяным паром путем отгонки на установке (рис. 8.1). Установка состоит из колбы для отгона

V = 350    750 см3, переводника-каплеуловителя, холодильника

Рис. 8.1. Прибор на шлифах для отгонки летучих с водяным паром фенолов:

1 - колба-приемник; 2 -холодильник; 3 - перевод-ник-каплеуловитель; 4    -


колба для отгона; 5 - электроплитка

Либиха, колбы-приемника. Все составляющие соединяются на шлифах.

При определении фенолов в высокоминерализованных водах, чтобы избежать переброса при отгоне, в колбу для отгона добавляют 300-400 см3 воды. Определению фенолов мешают большие концентрации нефтепродуктов и смол. Их удаляют перед отгонкой фенолов экстракцией четыреххлористым углеродом при рН = 12 ¦? 12,5. Влияние сероводорода устраняют добавлением в перегонную колбу сульфата меди.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества, дистиллированную воду.

Диметиламиноантипирин, спиртовый раствор 70 г/дм3. 1,75 г диметиламиноантипирина растворяют в 20 см3 спирта, доводят объем до 25 см3. Раствор годен в течение месяца.

Аммиак NH4OH, 25%-ный водный раствор.

Аммоний надсернокислый, персульфат (NH4)2S2O8, 200 г/дм3. 10 г (NH4)2S2O8 растворяют в 40 см3 воды, нейтрализуют аммиаком по лакмусовой бумаге, доводят объем до 50 см3. При необходимости фильтруют. Раствор годен в течение месяца. Реакция раствора должна быть щелочной, рН проверяют перед началом анализа.

Хлорид аммония NH4Cl, буферный раствор, рН = 9,3. 12,5 г соли растворяют в ~230 см3 воды, прибавляют 10 см3 раствора аммиака (25 %), проверяют рН по бумаге “Рифан”. При рН = = 9,3 доводят объем до 250 см3.

Гидроксид натрия NaOH, раствор 0,05 н. 1 г NaOH растворяют в воде, объем доводят до 0,5 дм3.

Серная кислота H2SO4, раствор 1:3.    50    см3 кислоты

(плотность - 1,84 г/см3) приливают 150 см3 воды.

Сульфат меди CuSO4 • 5H2O, раствор 100 г/дм3. 10 г сульфата меди растворяют в воде, объем доводят до 100 см3.

Хлороформ.

Изоамиловый спирт.

Экстракционная смесь. 100 см3 хлороформа смешивают с 200 см3 изоамилового спирта.

Фенол С6Н5ОН. Стандартный раствор фенола готовят из ампулы.

Основной стандартный раствор фенола 1 мг/см3. В мерную колбу на 50 см3 наливают 10-20 см3 воды, взвешивают на аналитических весах, добавляют несколько кристалликов фенола и снова взвешивают. Разница в массах соответствует массе фенола. Доводят объем раствора до метки и рассчитывают массу фенола в 1 см3.

Для приготовления раствора концентрацией 1 мг/см3 в колбу на 100 см3 вносят такой объем полученного раствора, который содержит 100 мг фенола.

Пример. Масса колбы вместимостью 50 см3 с водой 28,5442 г; масса с добавленным фенолом 28,7875 г; масса фенола 28,7875 - 28,5442 = 0,2433 г; 1 см3 раствора содержит 243,3 : 50 = 4,87 мг/см3; 100 мг будут содержать 100 : 4,87 = = 20,5 см3; 20,5 см3 раствора вносят в мерную колбу вместимостью 100 см3 и объем доводят до метки. Раствор содержит 1 мг/см3 фенола.

Рабочий раствор фенола (I), 0,01 мг/см3. 1 см3 основного стандартного раствора вносят в мерную колбу на 100 см3, объем доводят до метки.

Рабочий раствор фенола (II), 0,001 мг/см3. 10 см3 раствора

(I) вносят в мерную колбу вместимостью 100 см3, объем доводят до метки водой.

I и II рабочие растворы готовят непосредственно перед получением стандартной шкалы и калибровочного графика.

Проведение анализа

В колбу наливают 10-100 см3 исследуемой пробы, воду не фильтруют. Объем доводят до ~ 200 см3, добавляют 5 см3 раствора сульфата меди (100 г/дм3), 5 см3 раствора ^SO4 (1:3). При этом феноляты переводятся в летучие фенолы, в случае присутствия сероводорода последний связывается в сульфид меди. В колбу-приемник 4 наливают 10 см3 0,05 н раствора NaOH.

Во избежание потерь фенолов конец холодильника погружают в этот раствор. Отгоняют ~ 85 см3, реакция дистиллята должна быть щелочной. В случае кислой реакции отгон нейтрализуют несколькими каплями 1 н раствора NaOH по лакмусовой бумаге. Доводят объем отгона водой до 100 см3. Одновременно проводят “холостое” определение. В колбу наливают 10 см3 0,05 н раствора NaOH и 90 см3 дистиллированной воды. В обе колбы последовательно вносят по 2 см3 буферного раствора рН = 9,3, 1 см3 раствора диметиламиноантипирина, 3 см3 персульфата аммония. После внесения каждого реактива содержимое колб встряхивают. Через 45 мин пробы колориметрируют на фотоколориметре, кювета 50 мм, светофильтр зеленый, X = 540 нм.

Из значения оптической плотности исследуемой пробы вычитают значение “холостой” пробы и по калибровочному графику определяют массовую концентрацию фенолов в пробе.

Построение калибровочного графика. Для получения стандартной шкалы используют рабочий раствор фенола (I) с концентрацией 0,01 мг/см3. В колбу для отгона последовательно вносят 0,1, 2, 3...10 см3 стандартного раствора, что соответствует 0; 0,01; 0,02; 0,03...0,1 фенола в пробе, мг/см3, добавляют ~200 см3 воды, 5 см3 сульфата меди, 5 см3 серной кислоты. В колбу-приемник наливают 10 см3 0,05 н раствора NaOH. Отгоняют ~ 85 см3, объем доводят до 100 см3. В серию отгонов вносят те же реактивы и выполняют те же операции, как в проведении анализа. Колориметрируют, строят график. На оси абсцисс откладывают значения массовой концентрации фенолов в пробе, мг/см3; на оси ординат - значения оптической плотности стандартов за вычетом оптической плотности нулевой пробы.

Определение фенолов в питьевых и поверхностных водах экстракцией). При содержании фенолов в воде меньше 0,02 мг/дм3 пробу воды объемом 0,5 дм3 помещают в колбу для отгона, добавляют 5 см3 сульфата меди (100 г/дм3) и 5 см3 серной кислоты (1:3). В колбу-приемник наливают 10 см3 0,05 н NaOH, погружая в него конец холодильника. Отгоняют ~450 см3 дистиллята. Проверяют его реакцию. В случае кислой реакции отгон нейтрализуют NaOH (0,1 н) по лакмусовой бумаге. Доводят объем до 500 см3, переносят его в коническую колбу на 750 см3, добавляют 10 см3 буферного раствора, 1,5 см3 раствора диметиламиноантипирина и 15 см3 раствора персульфата аммония.

После добавления каждого реактива смесь интенсивно перемешивают. Через 45 мин в колбу добавляют 20 см3 экстракционной смеси (хлороформ - изоамиловый спирт в отношении 1:2), встряхивают в течение 2 мин, разделяют в делительной воронке. Слой растворителя собирают в пробирку с притертой пробкой предварительно профильтровав через бумажный фильтр (белая лента) для удаления водной эмульсии и повышения устойчивости окраски по времени. Промывают фильтр небольшими порциями хлороформа общий объем экстракта доводят до 20 см3. Окраска экстракта устойчива в течение 4 ч.

Так же параллельно проводят “холостое” определение.

Оптическую плотность замеряют в кювете с толщиной слоя 10 мм с синим светофильтром, X = 440 нм.

После вычитания оптической плотности “холостого” определения из значения оптической плотности исследуемой пробы по калибровочному графику находят содержание фенолов в пробе, мг/см3.

Построение калибровочного графика (с экстракцией). Для получения стандартной шкалы применяется рабочий раствор

(II), содержащий 0,001 мг/см3 фенола.

1, 2, 3...9, 10 см3 раствора фенола, что соответствует 0,001; 0,002...0,009; 0,01 фенола в пробе, мг/см3, вносят в колбу для отгона, добавляют до 500 см3 воды, добавляют все реактивы и отгоняют, повторяя все операции как в проведении анализа. Проводят “холостое” определение.

По результатам колориметрирования экстрактов после вычитания оптической плотности “холостой” пробы строят калибровочный график определения фенолов с экстракцией.

Обработка результатов

Содержание фенолов X (мг/дм3) рассчитывают для обоих вариантов по формуле:

где а - концентрация фенолов в пробе, найденная по калибровочному графику, мг/см3; V - объем пробы, взятый для анализа, см3.

Допустимые расхождения между повторными определениями составляют 6-14 %.

Пример. Объем исследуемой пробы V = 25 см3. Оптическая плотность образца с реактивами - 0,13, холостой пробы -0,065. Оптическая плотность пробы за вычетом холостой 0,13 -

- 0,065 = 0,065. Ей соответствует содержание фенола, равное 0,0255 мг/см3;

X = 0,0255 • 1000 : 25 = 1,02 мг/дм3.

8.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БЕНЗОЛА И ЕГО ГОМОЛОГОВ

К ароматическим углеводородам (АУВ) относятся бензол и его гомологи (толуол, этилбензол, нафталин).

Ароматические углеводороды в пластовых водах нефтегазовых месторождений являются продуктом взаимодействия системы вода-порода-залежь, поэтому бензол и его гомологи в водах разведочных структур являются прямыми показателями продуктивности. В водах газоконденсатных месторождений характерно наличие больших концентраций бензола, в нефтяных водах преобладают толуол, этилбензол и др.

В водах пустых и газовых структур бензол и толуол либо отсутствуют, либо идентифицируются их фоновые значения.

Содержание АУВ зависит от термобарических условий, от минерализации воды, состава углеводородного флюида.

В питьевые и поверхностные воды АУВ попадают вследствие загрязнения вод промышленными стоками, ПДК бензола для рыбохозяйственных водоемов 0,5 мг/дм3.

Приводится метод определения бензола, основанный на реакции титрования ароматических углеводородов.

Отбор проб. При контакте пластовых вод, содержащих бензол, с кислородом воздуха происходит сопряженное окисление бензола и фенолов. Это явление необходимо учитывать при отборе проб.

Пробы отбирают глубинным пробоотборником и переводят в бутылку через шланг, опуская его до дна и, по мере наполнения емкости, поднимают вверх. Емкость наливают под пробку, плотно закрывают. Определение выполняют непосредственно

после открытия пробы. Можно использовать пробу, отобранную для определения фенолов.

Сущность метода. Метод основан на реакции нитрования ароматических углеводородов до динитро- или тринитросоеди-нений по реакции:

CH

CH

C-NO2


]    +    2H0-N02 ^

CH

которые, вступая в реакцию со щелочью, образуют окрашенное соединение. Интенсивность окраски зависит от концентрации, которая определяется колориметрически.

Мешающие влияния. Определению мешают:

фенолы. Для устранения их влияния в исследуемую воду добавляют щелочь, связывая фенолы в нелетучие феноляты;

ароматические углеводороды, которые могут присутствовать в воздухе помещения. В этом случае перед колбой ставят два поглотителя: с нитрующей смесью и с раствором щелочи в качестве буфера;

пары воды. При этом реакция нитрования идет с образованием окислов азота, содержимое первого поглотителя приобретает бурый цвет. Для устранения этого необходимо отрегулировать температуру нагревания и скорость барботирования воздуха.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота серная ^SO4 (плотность - 1,84 г/см3).

Аммония нитрат NH4NO3.

Нитрующая смесь. 10 г нитрата аммония, высушенного при 80 °С в течение 2 ч и растертого в порошок, растворяют в 100 см3 серной кислоты (плотность - 1,84 г/см3).

Эфир серный медицинский.

Ацетон перегнанный.

Натрия гидроксид NaOH, растворы 400 г/дм3; 200 г/дм3; 50 г/дм3. Соответственно 40 г, 20 г, 5 г растворяют в 5060 см3 воды. После охлаждения объем раствора доводят до 1 00 см3.

Кислота уксусная СН3СООН, ледяная.

Бензол, толуол, этилбензол.

Глицерин технический.

Спирт этиловый.

Аммиак NH4OH, раствор 25%-ный.

Лакмусовая бумага.

Стандартный раствор бензола СбНб. В ме рную колбу (V = = 25 см3) с притертой пробкой наливают 10-15 см3 80 % или ледяной уксусной кислоты, взвешивают на аналитических весах, добавляют 1-2 капли бензола и снова взвешивают. Разница в массе соответствует массе бензола. Объем доводят до метки уксусной кислотой и рассчитывают массу бензола в 1 см3 раствора.

Установка для определения водорастворенной ароматики (рис. 8.2). Установка состоит из круглодонной колбы объемом 250-300 см3, снабженной трубкой для протягивания воздуха и дефлегматором для улавливания паров воды. Дефлегматор соединяют с двумя поглотителями Полежаева 7 и 8 малого размера и водоструйным насосом.

Выдувание бензола и его гомологов производится при температуре 90-100 °С. Для нагревания рекомендуется глицериновая баня с терморегулятором (электроконтактный термометр, тепловое реле).

Рис. 8.2. Установка для определения воднорастворенной ароматики:

1    - блок терморегуляции (электроконтактный термометр и тепловое реле);

2    - электроплитка; 3 - водная или глицериновая баня; 4 - круглодонная колба; 5 - воздушная мешалка для протягивания воздуха; 6 - дефлегматор; 7 -

поглотитель I; 8 - поглотитель II

Согласно приведенной табл. 8.1, в колбу 4 помещают такой объем исследуемой воды, в котором содержалось бы не более 0,2 мг бензола, доводят объем до 200 см3, добавляют 1—1,5 см3 раствора NaOH (400 г/дм3), ставят в баню. В поглотители наливают по 2 см3 нитрующей смеси, соединяют с дефлегматором, водоструйным насосом, все герметично соединяют с помощью шлифов и резиновых трубок, включают обогрев бани и водоструйный насос. Скорость протягивания воздуха 3

4 пузырька в секунду (при такой скорости можно сосчитать отдельные пузырьки воздуха).

После нагревания бани до 90 °С продолжают протягивание воздуха в течение 30 мин при этой температуре, затем, не отключая водоструйный насос (во избежание засасывания нитрующей смеси в дефлегматор), отсоединяют первый поглотитель от дефлегматора, второго поглотителя и ставят его в кипящую водяную баню (стакан с водой) на 30 мин для проведения реакции нитрования.

После охлаждения содержимое поглотителя переносят небольшими порциями воды (общий объем 15-20 см3) в колбу (V = 100 см3) с притертой пробкой и при охлаждении (колбу ставят в кристаллизатор с водой) и помешивании нейтрализуют из пипетки по каплям раствором NaOH (400 г/дм3) до синего цвета лакмусовой бумаги (кусочек ее бросают в колбу). Добавляют избыток щелочи 0,5 см3 и оставляют стоять 30 мин.

В колбу со смесью добавляют 6 см3 эфира, 1 каплю метилоранжа (для четкого визуального разделения смеси), энергично встряхивают в течение 2 мин, содержимое выливают в делительную воронку (V = 100 см3). После отстоя (1-2 мин) и разделения смеси нижний слой сливают в ту же колбу, добавляют 4 см3 эфира и повторяют экстрагирование. Верхний слой сливают в градуированную пробирку на 10 см3.

Таблица 8.1

Ориентировочный объем воды для определения бензола в зависимости от его содержания

Массовая концентрация бензола, мг/дм3

Объем воды для анализа, см3

0,01+1,0

200

1,0+2,0

100

2,0+4,0

50

4,0+10,0

20

10,0+20,0

10

После окончания экстракции колбу и воронку ополаскивают 1-2 см3 эфира. Общий объем эфирной вытяжки в пробирке доводят чистым эфиром до 10 см3 и перемешивают. Пипеткой переносят 1 см3 эфирного экстракта в пробирку, добавляют

4 см3 ацетона и 0,5 см3 раствора NaOH (200 г/дм3), встряхивают в течение 1 мин. В присутствии бензола развивается фиолетовая окраска. Колориметрируют через 20 мин в кювете с толщиной слоя 5 мм, светофильтр желтый, X = 590 нм.

Если окраска в пробирке с исследуемой пробой выше стандарта, то для колориметрирования берут меньший объем эфирного экстракта (0,1; 0,2 см3), добавляют эфир до 1 см3, ацетон, щелочь, либо повторяют анализ с меньшим объемом исследуемой воды.

Если окраска пробы слабее стандартной шкалы, оставшиеся 5-9 см3 эфирного экстракта испаряют в фарфоровой чашке при комнатной температуре до 1 см3, смывают ацетоном в пробирку, добавляют щелочь и колориметрируют.

При массовых анализах можно оставлять эфирные экстракты и пробы в поглотителях после 30 минутного прогрева в кипящей водяной бане.

Построение калибровочного графика. Собирают установку как при проведении анализа.

В колбу вносят такое количество стандартного раствора бензола, которое содержит точно 0,2 мг бензола. Добавляют 200 см3 воды и проводят все операции, как в проведении анализа, до получения 10 см3 эфирного экстракта. 1 см3 экстракта соответствует 0,02 мг бензола.

Для получения стандартной шкалы в серию пробирок вносят 0,1; 0,2; 0,3...1,0 см3 эфирного экстракта, добавляют эфир соответственно до 1 см3, т.е. 0,9; 0,8 и т.д., 4 см3 ацетона, 0,5 см3 NaOH, встряхивают в течение 1 мин, колориметрируют через 20 мин в кювете с толщиной слоя 5 мм, светофильтр желтый, X = 590 нм. Строят калибровочный график: на оси абсцисс - массовая концентрация бензола в пробе, мг/см3; на оси ординат - оптическая плотность.

Обработка результатов

Массовую концентрацию бензола X (мг/дм3) рассчитывают по формуле:

X = а ¦ 10 • 1000/( V1 • V), где а - масса бензола в пробе, определенная по графику, мг/см3; V1 - объем эфирного экстракта, взятый для колориметрирования, см3; V - объем пробы исследуемой воды, см3.

Допустимые расхождения между повторными определениями составляют 25 %.

Пример. Объем воды, взятый для определения V = 200 см3; объем эфирного экстракта, взятый для колориметрирования

V1 = 0,5 см3; оптическая плотность 0,14; этой плотности соответствует концентрация бензола в пробе а = 0,0034 мг/см3. Массовая концентрация бензола в исследуемой воде

X = 0,0034 • 10 • 1000/(0,5 • 20) = 3,40 мг/дм3.

Определение гомологов бензола. Определение толуола, этилбензола, нафталина выполняют, как и определение бензола, но с некоторыми изменениями.

Стандартные растворы толуола, этилбензола и нафталина, шкалу эталонов, калибровочные графики готовят как при определении бензола.

При протягивании воздуха нагревают баню до 100 °С и затем продолжают протягивание воздуха для толуола и этилбензола 1 ч, нафталина 2 ч, суммы углеводородов 4 ч.

Нейтрализацию проводят 25 % раствором аммиака по лакмусовой бумаге без добавления избытка и сразу начинают экстракцию эфиром 6 и 4 см3.

1 см3 эфирного экстракта переносят в пробирку, добавляют

4 см3 этилового спирта и 1 каплю раствора гидроксида натрия (50 г/дм3), все перемешивают. Окраска развивается сразу. Колориметрируют через 5-10 мин в кювете толщиной 5 мм, к = 490 нм.

В присутствии толуола развивается сиреневая окраска, переходящая в розовато-оранжевую, этилбензола - в желтовато-розовато-желтую. Реакция для определения толуола, этилбензола, нафталина - групповая. Бензол не мешает их определению. Обработка результатов производится по формуле, как для массовой концентрации бензола.

8.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЛАБЫХ ОРГАНИЧЕСКИХ КИСЛОТ

К слабым органическим кислотам относятся: муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная, валериановая, капроновая и др.

В составе водорастворенного органического вещества углеводородных месторождений значительную долю занимают летучие органические кислоты и их соли, которые являются промежуточными продуктами преобразования углеводородов. Высокое содержание органических кислот в подземных водах

(сотни и тысячи мг/дм3) может служить прямым нефтегазопоисковым показателем.

Существует зависимость содержания органических кислот от минерализации и химического состава воды. В жестких водах высокой минерализации концентрации органических кислот ниже, чем в щелочных. Это объясняется повышенной растворимостью натриевых и калиевых солей органических кислот в щелочных водах.

В природных водах органические кислоты находятся в виде недиссоциированных молекул и частично в ионной форме. Их состав и концентрация определяются как внутриводоемными процессами, связанными с жизнедеятельностью водорослей, бактерий и животных организмов, так и с поступлением этих веществ с атмосферными осадками или промышленными стоками. Концентрация органических кислот в природных поверхностных водах колеблется в пределах от п-10 до п-102 мкг-экв/дм3. Повышенное содержание ряда органических кислот в таких водах указывает на загрязненность стоками и значительно ухудшает их органолептические свойства. Способность кислот легко окисляться может нарушать газовый режим и ухудшать общее санитарное состояние водоемов.

Приводится простой, надежный и чувствительный метод ацидиметрического титрования, позволяющий определять сумму летучих органических кислот в воде любой концентрации.

Отбор проб. Для определения органических кислот пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”. Вследствие высокой биохимической активности органических кислот длительное хранение проб не допускается, так как при этом возможно изменение их качественного и количественного состава. Хранить пробы рекомендуется при температуре 2-4 °С не более суток в емкости, плотно закрытой пробкой.

Сущность метода. Метод позволяет определять содержание жирных кислот во фракциях веществ, летучих с водяным паром из кислой среды, а также суммарное содержание слабых органических кислот в водах.

Метод заключается в титровании пробы, содержащей смесь сильных и слабых кислот. Сильные кислоты полностью отти-тровываются до достижения рН = 4,1 в присутствии смешанного индикатора, метилоранж+индигокармин, с переходом окраски в эквивалентной точке в зеленую. Сумма слабых органических кислот оттитровывается сильным основанием в интервале рН от 4,1 до 9,9. При этом используется смешанный индикатор, фенолфталеин+тимолфталеин, который в кислой среде не имеет окраски - бесцветен (не перекрывает действия кислотного индикатора) и меняет окраску раствора при рН = 9,9 до розово-фиолетовой.

Мешающие влияния. Определению мешают наличие в воде гидрокарбонат-ионов и кислотообразующих газов (H2S, СО2), высокая минерализация, повышенные концентрации СаС12. Последний завышает результаты определений, что обусловлено возможностью образования HC1.

Их устраняют выделением слабых органических кислот путем отгонки с водяным паром в кислой среде: 500 (250) см3 исследуемого раствора помещают в плоскодонную колбу вместимостью 1 дм3, для равномерного кипения бросают 15-20 штук стеклянных бусинок, прибавляют H2SO4 (плотность - 1,84 г/см3) из расчета 0,4 см3 на 100 см3 воды и кипятят с обратным холодильником в течение 15-20 мин. При этом удаляются сероводород, углекислый газ.

После охлаждения (до 70-80 °С) колбу присоединяют через каплеуловитель к холодильнику и ведут отгон в колбу-приемник. Объем полученного дистиллята из 500 см3 пробы должен быть не менее 450 см3, из 250 см3 - не менее 200 см3.

Отгонку нужно вести медленно во избежание перехода в отогнанный раствор большого количества хлористого водорода, образующегося из растворенных в воде минеральных солей. Общая продолжительность отгонки из 500 см3 при нормальной скорости составляет около 3 ч. При высокой минерализации во избежание выброса в колбу для отгона добавляют дистиллированную воду. Если полученный дистиллят имеет рН = 3, то его количественно переносят в мерную колбу вместимостью 1 дм3 (0,5 дм3) и доводят бидистиллятом до метки.

При рН отгона более 3, что бывает с высокоминерализованными водами, дистиллят подкисляют 2 н раствором H2SO4 до рН = 3, добавляют стеклянные бусинки, 1,5 г сульфата серебра и повторно отгоняют.

Отгон также надо вести медленно. Объем второго дистиллята должен быть примерно равен объему первого. Продолжительность отгона при правильной скорости составляет около

4 ч. Во время кипячения дистиллят время от времени проверяют на наличие хлора. Для этого к небольшому количеству раствора, собираемого в пробирку непосредственно из холодильника, добавляют несколько капель азотнокислого серебра, подкисленного азотной кислотой.

Полученный второй дистиллят переносят количественно в мерную колбу на 500 (250) см3 и доводят до метки дважды перегнанной водой.

В таком виде проба готова к определению в ней слабых органических кислот.

В неминерализованных водах органические кислоты определяют титрованием непосредственно в пробе.

Реактивы. Используют реактивы аналитического качества. Растворы готовят на дистиллированной воде, свободной от углекислого газа, и защищают от попадания в них из воздуха кислотообразующих веществ. Растворы уксусной кислоты готовят на бидистилляте.

Для освобождения воды от углекислого газа ее кипятят до тех пор, пока объем не уменьшится примерно на 1/3. Кипение воды не должно быть слишком бурным.

Натрия гидроксид NaOH, растворы 0,1 н, 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением.

Натрия гидроксид NaOH, раствор 2 н. 8 г NaOH растворяют водой в мерном цилиндре, объем доводят до 1 дм3.

Кислота азотная HNO3, раствор 2 н. В мерную колбу (V = = 100 см3) с водой приливают 14 см3 HNO3 (плотность -1,39 г/см3) и доводят объем до метки.

Кислота серная H2SO4, раствор 2 н. В мерную колбу (V = = 100 см3) с водой приливают 5,6 см3 кислоты (плотность -

1,84 г/см3), объем доводят водой до метки.

Кислота серная H2SO4, раствор 1:4. К четырем объемам воды приливают один объем H2SO4 (плотность -1,84 г/см3).

Кислота серная H2SO4, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Кислота уксусная СН3СООН, растворы 0,1 н, 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением.

Серебро сернокислое Ag2SO4.

Серебро азотнокислое AgNO3, раствор 0,1 н. Приготовление раствора описано в аргентометрическом определении хлоридов.

Натрия карбонат Na2CO3, раствор 0,01 н. 0,56 г Na2CO3 растворяют в воде и доводят объем до 1 дм3 в мерной колбе.

Метилоранж, водный раствор 1 г/дм3. 0,1 г индикатора растворяют в горячей воде, доводят объем до 100 см3 в мерной колбе.

Индигокармин, водный раствор 2,5 г/дм3. 0,25 г индикатора растворяют в 100 см3 воды. Раствор годен в течение 10 дн.

Фенолфталеин, спиртовый раствор 1 г/дм3. 0,1 г индикатора растворяют в 100 см3 96%-ного этилового спирта.

Тимолфталеин, спиртовый раствор 1 г/дм3. 0,1 г индикатора растворяют в 100 см3 96%-ного этилового спирта.

Индикатор для кислой среды (I). Готовят смешением двух частей водного раствора метилоранжа и одной части водного раствора индигокармина. Годен в течение 10 дн.

Индикатор для щелочной среды (II). Готовят смешением одной части спиртового раствора фенолфталеина с одной частью спиртового раствора тимолфталеина.

Уголь активированный. При постоянной работе годен в течение 2-3 мес.

Аскарит. Пригоден для работы до тех пор, пока не изменит окраску.

Кальций хлористый СаС12. Пригоден для работы в сухом виде. В случае его обводнения производят замену.

Кислота серная H2SO4, концентрированная (плотность -

1,84 г/см3) для кали-аппарата. Меняют примерно через 23 недели.

Калия гидроксид КОН, раствор 400 г/дм3 для кали-аппарата. 40 г КОН осторожно растворяют в воде и доводят объем в мерной колбе до 100 см3. Меняют через 2-3 недели работы.

Установка для титрования органических кислот. При титровании органических кислот необходимо применяемые растворы и сосуд для титрования защитить от попадания в них кислотообразующих соединений из воздуха. Титрование проводят с помощью специальной установки (рис. 8.3), которая состоит из микрокомпрессора системы для очистки воздуха 1,

2, 3 и сосуда для титрования. Для создания тока воздуха можно применять газометр.

Воздух, нагнетаемый в установку, проходит через склянку 1 с активированным углем, кали-аппарат 2 с серной кислотой (можно использовать поглотители Полежаева), склянку Тищенко 3, заполненную хлористым кальцием и аскаритом, и еще через два кали-аппарата 4, заполненных раствором гидроксида калия концентрацией 400 г/дм3. Склянка Тищенко 3 должна стоять так, чтобы воздух после серной кислоты проходил сначала через хлористый кальций, затем через аскарит.

Для титрования используют коническую колбочку 6 вместимостью 100 см3. Каучуковую трубку с носиком, из которого поступает очищенный воздух, помещают у дна колбочки, что надежно защищает раствор от попадания загрязнений из внешней среды и одновременно способствует лучшему перемешиванию.

Скорость тока воздуха (один пузырек в секунду) регулируют винтовым зажимом 5. Увеличение скорости прохождения воздуха приводит к улетучиванию жирных кислот, уменьшение - к плохому перемешиванию раствора и недостаточной защите его от окружающей среды.

Рис. 8.3. Установка для титрования слабых органических кислот:

1 - склянка с активированным углем; 2 - кали-аппарат; 3 - склянка Тищенко; 4 - кали-аппарат; 5 - винтовой зажим; 6

коническая колба; 7 - микробюретка; 8 - бутыль с раствором

Микрокомпрессор связан с системой поглотителей через тройник. Одна ветвь тройника присоединена к прибору, вторая свободна и снабжена каучуковой трубкой, на которую надет винтовой зажим, используемый для регулировки скорости прохождения воздуха через систему поглотителей.

Титрование ведут из микробюретки 7, защищенной от попадания загрязнений из воздуха хлоркальциевой трубкой, заполненной аскаритом и соединенной с помощью сифона с бутылью 8 с раствором гидроксида натрия.

Перед началом работы необходимо продуть прибор в течение 30 мин, выполнить холостое титрование. Для этого в колбу отбирают 25 см3 дважды дистиллированной воды, свободной от углекислого газа, добавляют 1 каплю раствора H2SO4 (1:4) и далее поступают так же, как при титровании проб. Расход 0,01 н раствора щелочи на холостое определение (от рН = 4,1 до рН = 9,9) не должен превышать 0,1-0,15 см3. Более высокие значения могут быть вызваны либо недостаточным временем продувки прибора, либо загрязнением реактивов или поглотителей в системе продувки.

Проведение анализа

В коническую колбу вместимостью 100 см3 отбирают 25 см3 пробы, подготовленной для анализа, как описано в разделе “Мешающие влияния”, добавляют 3 капли индикатора для щелочной среды (II) и 1 каплю кислотного индикатора (I), доводят рН раствора до 4. При рН раствора меньше 4 (розовая окраска появляется после добавления кислотного индикатора) с помощью 2 н раствора NaOH добиваются появления слабой зеленой окраски раствора (рН = 4,1), а затем одной-двумя каплями 0,01 н раствора Н^04 возвращают бледно-розовую окраску.

При рН пробы больше 4 (после добавления индикатора II раствор становится зеленоватым или бесцветным) добавляют по каплям 0,1 н, а затем 0,01 н раствор Н^04 до появления бледно-розовой окраски.

Затем осторожно 0,01 н раствором NaOH доводят рН пробы до 4,1 (изменение окраски от бледно-розовой до зеленой). Работа ведется на грани рН = 4+4,1.

Продувают подготовленную пробу (со скоростью 1 пузырек в секунду) воздухом, свободным от углекислого газа, в течение 10 мин. Повторно устанавливают рН = 4 1-2 каплями 0,01 н раствора Н^04 (окраска бледно-розовая). Затем титруют раствором 0,01 н NaOH до зеленой окраски, что соответствует рН = 4,1. При постоянном продувании и перемешивании продолжают титрование до появления розовато-фиолетовой окраски, что соответствует рН = 9,9, замеряют объем раствора щелочи, израсходованной на титрование пробы от рН = 4,1 до рН = 9,9. Вычитают из него объем щелочи, израсходованный на холостое определение и находят по калибровочному графику содержание органических кислот в пробе.

В одном и том же объеме пробы можно выполнить титрование несколько раз. Для этого после нейтрализации слабых кислот к исследуемой пробе добавляют несколько капель раствора Н2804 (1:4) до изменения окраски индикатора. Выделившиеся в свободном состоянии слабые кислоты снова титруют по описанной выше методике. Расхождение между результатами повторных титрований, как правило, не превышает 0,01-0,02 см3 0,01 н NaOH.

В том случае, если содержание жирных кислот в пробе менее 1 мг-экв/дм3, необходимо предварительно сконцентрировать пробу.

Метод концентрирования основан на том, что в интервале рН = 6,5+10 при температуре 60-70 °С растворы солей летучих жирных кислот могут быть сконцентрированны до небольшого объема без значительных потерь.

В пробу добавляют 0,01 н раствор Na2C03 и выпаривают в термостате при температуре 60 °С. Затем определение органических кислот проводят, как описано выше.

Содержание органических кислот в этом случае находят по калибровочному графику, при построении которого учитывают операцию концентрирования. Как правило, графики для первого и второго случаев не отличаются друг от друга, если при упаривании применялись достаточно чистые реактивы.

Построение калибровочного графика. Проводят серию определений органических кислот в стандартных растворах уксусной кислоты. Для этого точно отмеренные пипеткой объемы 0,01 н раствора СН3СООН 0,0; 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0 см3, что соответствует содержанию в пробе 0; 0,005; 0,010; 0,020; 0,030; 0,040; 0,050 мг-экв/см3, вносят в мерные колбы вместимостью 25 см3, доводят объем до метки дважды дистиллированной водой, свободной от углекислого газа.

Растворы титруют по приведенной методике. Каждое определение повторяют несколько раз.

По полученным данным строят калибровочный график, откладывая на оси абсцисс концентрацию СН3СООН в пробе, мг-экв/см3; на оси ординат - объем 0,01 н раствора NaOH, затраченный на титрование в интервале pH от 4,1 до 9,9 за вычетом значения холостого опыта, см3.

Обработка результатов

Массовую концентрацию слабых органических кислот,

Х1 (мг-экв/дм3) и X (мг/дм3), определяют по формулам

Х1 = а ¦ V1 • 1000/V • V2; X = Х1 ¦ 60,

где а - массовая концентрация органических кислот в пробе, найденная по калибровочному графику, мг-экв/см3; V - объем исследуемой пробы, см3; V1 - объем полученного дистиллята, см3;    V2    -    объем    дистиллята,    взятый    для    титрования,    см3;    60 -

эквивалентная масса CH3COOH, мг.

Если определение производят непосредственно в воде (без отгона), массовую концентрацию органических кислот, Х1 (мг-экв/дм3), определяют по формуле

X, = а ¦ 1000/V,

где V - объем воды, взятый для титрования, см3.

Пример. Объем исследуемой воды, взятый для дистилляции

V = 200 см3; объем дистиллята V1 = 250 см3; объем дистиллята, взятый для титрования V2 = 10 см3; на титрование холостой пробы пошло 0,15 см3 0,01 н NaOH; на титрование пробы -2,15 см3; с учетом поправки на холостое определение -

2,0 см3. По калибровочному графику этому значению соответствует концентрация органических кислот в пробе а = = 0,027 мг-экв/см3.

Х1 = 0,027 ¦ 250 ¦ 1000/10 ¦ 200 = 3,38 мг-экв/дм3;

X = 3,38 ¦ 60 = 203 мг/дм3.

8.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАФТЕНОВЫХ КИСЛОТ

В водах нефтяных месторождений нафтеновые кислоты в виде нафтенатов встречаются в значительных концентрациях и могут служить поисковым признаком углеводородных залежей.

Приводится турбидимитрическое определение нафтеновых кислот.

Отбор проб. Используют пробы, отобранные на общий анализ или для определения фенолов.

Сущность метода. Метод основан на получении хлороформенного экстракта нафтеновых кислот из воды в кислой среде, растворении остатка после отгонки хлороформа в щелочи, подкислении щелочного раствора с последующим нефело-метрированием образовавшейся тонкодисперсной мути.

Мешающие влияния. Определению мешают:

механические примеси, осадки гидроксидов, сорбирующие органические соединения. Для равномерного распределения твердой фазы перед проведением анализа пробу интенсивно взбалтывают;

сероводород. Для устранения мешающего влияния исследуемую воду подкисляют HCl (1:1) в присутствии метилового оранжевого и продувают через нее воздух с помощью резиновой груши в течение 5 мин, прибавляют 1 см3 раствора крахмала и 0,1 н раствор йода до появления синей окраски. Затем добавляют небольшое количество Na2S2O3 до обесцвечивания раствора, приливают 20-25 см3 NaOH (100 г/дм3) и хорошо перемешивают. Осадок отфильтровывают через фильтр, предварительно промытый раствором NaOH (5 г/дм3) и дистиллированной водой. Осадок на фильтре также промывают дистиллированной водой. Фильтрат подкисляют HCl (1:1) и поступают, как описано в “Проведении анализа”;

гуминовые кислоты. Их устраняют экстракцией в щелочной среде.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду, свободную от органических соединений.

Хлороформ. Не должен содержать органические кислоты. Для проверки его чистоты 80 см3 хлороформа выпаривают в колбе Вюрца, затем поступают так же, как при определении нафтеновых кислот. Оптическая плотность полученного раствора не должна превышать 0,010. При большем значении ее хлороформ несколько раз промывают небольшим количеством раствора NaOH (5 г/дм3), сушат над хлористым кальцием и перегоняют, отбрасывая первую и последнюю порции.

Кислота соляная HCl раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем HCl (плотность - 1,19 г/см3).

Натрия гидроксид NaOH, растворы 100 г/дм3, 50 г/дм3,

5 г/дм3. 100 г NaOH растворяют в воде в мерном цилиндре емкостью 1 дм3 и доводят объем до метки. Растворы 50 г/дм3 и

5 г/дм3 готовят соответствующим разбавлением первого раствора.

Йод I2, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Крахмал (индикатор), раствор 5 г/дм3. 0,5 г крахмала растворяют в 100 см3 воды, раствор доводят до кипения, фильтруют.

Кальций хлористый СаС12.

Петролейный эфир.

Калия гидроксид КОН, спиртовый раствор 100 г/дм3. 5 г КОН растворяют в 96%-ном этиловом спирте в мерном цилиндре вместимостью 50 см3 и доводят объем спиртом до метки.

Натрия сульфат Na2S04, безводный.

Натрий серноватистокислый Na2S203.

Натрия хлорид NaCl, насыщенный раствор.

Аммоний хлористый NH4C1, раствор 200 г/дм3. 20 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре вместимостью 100 см3, объем раствора доводят до метки.

Метиловый оранжевый (индикатор), раствор 1 г/дм3. Растворяют 0,1 г индикатора в горячей воде в мерном цилиндре вместимостью 100 см3, после охлаждения доводят объем до метки и фильтруют.

Фенолфталеин (индикатор), спиртовый раствор 10 г/дм3.

1 г индикатора растворяют в 96%-ном этиловом спирте, объем доводят до 100 см3.

Нафтеновые кислоты. При отсутствии чистого реактива получают выделением из сырых нафтеновых кислот.

Выделение нафтеновых кислот. 10 г сырых нафтеновых кислот помещают в колбу вместимостью 250 см3, добавляют 50 см3 спиртового раствора КОН (100 г/дм3), присоединяют к обратному холодильнику, нагревают 40-60 мин. Необходимо следить за равномерным кипением жидкости. Затем содержимое колбы разбавляют 50 см3 воды и переносят в делительную воронку. Добавляют 50 см3 бензина, взбалтывают, отделяют экстракт. Операцию повторяют еще два раза.

Из спирто-щелочного раствора солей нафтеновых кислот отгоняют спирт, остаток (нафтеновые мыла) разбавляют водой и прибавляют HC1 (1:1) до кислой реакции по метилоранжу. При этом выделяются свободные нафтеновые кислоты в виде эмульсии. Выделившиеся кислоты экстрагируют петролейным эфиром (3 раза по 50 см3) в делительной воронке. После отстаивания отделяют прозрачный эфирный слой от водного раствора и промывают его насыщенным раствором NaCl до отрицательной реакции промывной жидкости на HC1 по метилоранжу.

Эфирный экстракт сушат над безводным Na2S04, отгоняют петролейный эфир и остаток выдерживают при 120 °С в течение 45 мин.

Стандартный раствор нафтеновых кислот, 5 г/дм3. В маленьком стаканчике взвешивают 0,5 г нафтеновых кислот (с точностью до 0,1 мг), приливают ~20 см3 воды, 5 капель фенолфталеина и нейтрализуют кислоту небольшими порциями раствора NaOH (5 г/дм3) до сохранения устойчивой розовой окраски. Переносят раствор в мерную колбу вместимостью 100 см3, объем раствора доводят водой до метки.

Рабочий раствор нафтеновых кислот, 0,1 мг/см3. Переносят

2 см3 стандартного раствора в мерную колбу (V = 100 см3), объем доводят водой до метки.

Проведение анализа

Отбирают 100-300 см3 нефильтрованной хорошо перемешанной исследуемой воды, вносят в делительную воронку вместимостью 500 см3. Пробу подщелачивают раствором NaOH (50 г/дм3) до рН = 7-8, в случае выпадения осадка добавляют 5-10 см3 NH4Cl (200 г/дм3).

Добавляют 20 см3 хлороформа, взбалтывают в течение

5 мин. После отстоя сливают экстракт. Экстракцию повторяют еще раз. Таким образом освобождаются от гуминовых кислот.

Пробу подкисляют раствором HCl (1:1) до рН = 1-2, добавляют хлороформ: один раз - 20 см3 и два раза - по 15 см3. Каждый раз взбалтывают по 5 мин, отстаивают. Экстракт переносят в колбу Вюрца, хлороформ отгоняют на водяной бане и выпаривают досуха.

Параллельно в другой колбе Вюрца выпаривают 80 см3 хлороформа. Эта проба используется в качестве холостого опыта, с ней выполняют все операции, описанные ниже для исследуемой воды.

Для полной растворимости остатка без отключения водяной бани в колбы Вюрца добавляют по 15 см3 раствора NaOH (5 г/дм3). Растворы фильтруют в мерные колбы (V = 100 см3) через бумажный фильтр “синяя лента”, предварительно обработанный горячим раствором NaOH (5 г/дм3).

Фильтр промывают несколько раз горячей водой до объема фильтрата в мерной колбе ~ 85 см3. Пробу охлаждают, прибавляют 5 см3 раствора HCl (1:1), доводят объем водой до метки, перемешивают и через 5 мин колориметрируют на фотоэлектроколориметре в кювете с толщиной слоя 30-50 мм со светофильтром X = 400 нм.

Построение калибровочного графика. В мерные колбы вместимостью 100 см3 пипеткой отбирают 0; 1,0; 2,0; ...; 20 см3 рабочего раствора (0,1 мг/см3), что соответствует массовой

концентрации нафтеновых кислот в пробе 0; 0,1;    0,2;    ...;

2,0 мг/см3. Доводят объем в колбах до ~ 85 см3, добавляют 5 см3 HCl (1:1), доливают водой до метки, перемешивают и через

5 мин колориметрируют, как описано в “Проведении анализа”.

По полученным результатам строят градуировочный график: на оси абсцисс - массовая концентрация нафтеновых кислот в пробе, мг/см3; на оси ординат - соответствующее значение оптической плотности с учетом значения нулевой пробы.

В случае высокой концентрации нафтеновых кислот и отсутствия фотоэлектроколориметра пользуются шкалой эталонов. Для этого в колориметрические пробирки с притертой пробкой (V = 25 см3) отбирают пипеткой 0; 1; 2; ...; 8 см3 рабочего раствора (0,1 мг/см3), что соответствует массовой концентрации нафтеновых кислот в пробе 0; 0,1;    0,2;    ...;

0,8 мг/см3, объем доводят водой до 20 см3 и, перемешивая, добавляют 4-5 капель HCl (1:1).

В этом случае щелочной раствор исследуемой пробы в мерной колбе (V = 85 см3) после охлаждения доводят водой до метки, не добавляя соляной кислоты. В колориметрическую пробирку (V = 25 см3) отбирают 20 см3 щелочного раствора, добавляют 4-5 капель HCl (1:1), перемешивают, сравнивают со стандартной шкалой и визуально по интенсивности мути определяют содержание нафтеновых кислот в пробе.

Обработка результатов

Массовую концентрацию нафтеновых кислот X (мг/дм3) рассчитывают по формуле

X = а ¦ 1000/V,

где а - массовая концентрация нафтеновых кислот в пробе, найденная по калибровочному графику, мг/см3; V - объем пробы, взятый для анализа, см3.

При визуальном определении нафтеновых кислот массовую концентрацию X (мг/дм3), рассчитывают по формуле

X = с • V1 • 1000/(V2 • V),

где с - массовая концентрация нафтеновых кислот в пробе стандартного раствора, мг/см3; V - объем исследуемой пробы, см3; V1 - объем щелочного раствора нафтеновых кислот, см3; V2 - объем раствора нафтеновых кислот, взятый для колори-метрирования, см3.

Пример. Объем воды, взятый для экстракции V = 50 см3; объем щелочного раствора V1 = 100 см3; объем, взятый для колориметрирования V = 20 см3. Интенсивность образовавшейся мути соответствует эталонному раствору в пробирке с массовой концентрацией нафтеновых кислот 0,3 мг/см3:

X = 0,3 • 100 • 1000/(20 • 50) = 30 мг/дм3.

8.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Неблагоприятная экологическая обстановка в Российской Федерации продолжает непрерывно ухудшаться, особенно в местах, где расположены крупнейшие промышленные и нефтеперерабатывающие предприятия, в регионах нефте- и газодобычи, а также в местах скопления автомобильного транспорта. Ущерб от загрязнения окружающей среды оценивается в десятки миллионов рублей.

Отсутствие систематического контроля состояния окружающей среды из-за нехватки средств контроля и нормативных документов ведет к тому, что постоянно растет число сбросов нефтепродуктов в природные и сточные воды, в почву. Поэтому весьма актуальной задачей при решении экологической проблемы в России остается разработка перспективных приборов и методик пробоподготовки для контроля загрязнения водной среды и почвы нефтепродуктами.

В соответствующих отечественных и зарубежных нормативных документах для оценки содержания нефтепродуктов в воде в основном используется экстракционно-фотометрический метод. Основными трудностями для использования этого метода являются:

отсутствие в РФ современной, высокочувствительной и недорогой измерительной аппаратуры;

отсутствие в отечественных и зарубежных приборах-аналогах возможности определения отдельных составляющих нефтепродуктов;

использование в РФ в действующих методиках пробоподготовки токсичных растворителей (CC14 - четыреххлористого углерода и др.) в качестве экстрагента нефтепродуктов.

Стационарные измерения оптической плотности на длине волны X = 3,42 мкм. В связи с этим возникла необходимость разработки отечественного высокочувствительного, малогабаритного ИК-анализатора и методик контроля, позволяющих проводить измерения в спектральном диапазоне 2,0

3,5 мкм.

Нефть и нефтепродукты являются сложной и не постоян-

Г руппы

Частота,

см-1

Длина волны, мкм

СН

2850

3,5

СН2

2920

3,42

СН3

2960

3,38

СН-ароматические

3040

3,30

ной по составу смесью низко- и высокомолекулярных углеводородов. Под термином “нефтепродукты” принято считать смесь неполярных и малополярных углеводородов, растворяющихся в гексане. Обычно это смесь углеводородов различных классов (алифатических, алициклических, ароматических), являющихся основной составной частью нефти и имеющих следующие полосы поглощения в ИК-области спектра в зависимости от структурных элементов углеводородов (табл. 8.2).

В предлагаемой методике пробоподготовки и измерения на разрабатываемой высокочувствительной аппаратуре предусматривается определение не только суммарного содержания нефтепродуктов на длине волны X = 3,42 мкм, но и некоторых их составляющих при небольших объемах проб воды.

Отбор и хранение проб воды. Отбор проб производится в соответствии ГОСТ 17.1.4.01-80. Объем отобранной пробы в зависимости от содержания нефтепродуктов в воде и от типа используемого прибора должен соответствовать значениям, указанным в табл. 8.3.

Экстракцию нефтепродуктов из воды проводят в день отбора пробы (при невозможности проведения экстракции в течение этого срока пробу консервируют добавлением смеси серной кислоты и четыреххлористого углерода из расчета 2 см3 концентрированной кислоты и 10 см3 четыреххлористого углерода на 1 дм3 пробы). При экстракции этот объем следует учитывать.

Подготовка посуды. Бутыли для отбора и хранения проб,

Таблица 8.3

Объемы анализируемой пробы и экстрагента для анализатора ИКАН

Содержание нефтепродуктов в воде, мг/дм3

Объем пробы, дм3

Объем экстрагента, см3

Рабочая длина кюветы, мм

0,05-25

0,5

30

50

25-125

0,1

20

20

125-1000

0,02

20

10

посуду для анализа моют раствором хромовой смеси или азотной кислоты 1:1 и промывают дистиллированной водой.

Посуда для определения нефтепродуктов проверяется на чистоту, для чего сухую посуду ополаскивают четыреххлористым углеродом (не менее 5 см3), сливают его в кювету прибора, при этом показания должны быть близки к значениям, полученным при проверке четыреххлористого углерода. Если показание прибора превышает это значение, то операцию ополаскивания повторяют до получения желаемого результата.

Сущность метода. Методика предназначена для измерения массовой концентрации нефтепродуктов в природных и сточных водах экстракционно-фотометрическим методом на ИК-анализаторе ИКАН.

Диапазон измеряемых концентраций нефтепродуктов от

0,05 до 1000 мг/дм3.

Метод заключается:

1) в экстракции эмульгированных и растворенных нефтепродуктов из воды четыреххлористым углеродом или фреоном;

2)    в отделении нефтепродуктов от сопутствующих органических соединений других классов в полученном экстракте на колонке, заполненной оксидом алюминия;

3) в измерении концентрации нефтепродуктов в элюате методом ИК-спектрометрии.

Проведение анализа

Подготовка хроматографической колонки. В нижнюю часть колонки помещают слой (1 см) стекловолокна или ваты (предварительно промытых в четыреххлористом углероде и высушенных). В колонку засыпают 6 г оксида алюминия и вновь помещают слой стекловолокна (0,5 см). Оксид алюминия в колонке используют однократно.

Подготовка кювет. Кварцевые кюветы и крышки к ним обезжиривают хромовой смесью (30 г калия двухромовокислого на 1 дм3 концентрированной серной кислоты), тщательно промывают водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и высушивают на воздухе. Обработка кювет щелочными растворами и длительное их нагревание не рекомендуется.

Металлические кюветы обезжириваются моющими средствами неорганического происхождения и тщательно промываются водопроводной водой.

В сосуд с пробой воды (см. табл. 8.3) приливают разбавленную серную кислоту (1:10) из расчета 2 см3 кислоты на

100 см3 пробы и переносят пробу в экстрактор. Если проба воды была предварительно законсервирована, то серную кислоту не добавляют. Сосуд, в котором находилась проба, ополаскивают 10 см3 четыреххлористого углерода и добавляют этот растворитель в экстрактор. Прибавляют еще четыреххлористый углерод в экстрактор (если проба была законсервирована CC14, то добавляют его столько, чтобы общее количество CC14 соответствовало данным табл. 8.3) и включают экстрактор на

3 мин, отстаивают эмульсию до расслоения в течение 3-5 мин. После расслоения эмульсии нижний слой сливают в цилиндр вместимостью 50 см3. Далее проводят вторую экстракцию. Общий экстракт сушат безводным сульфатом натрия в течение 30 мин (не менее 5 г сульфата натрия на 30 см3 экстракта до его осветления), после чего его осторожно сливают в цилиндр вместимостью 50 см3.

Переливают из экстрактора анализируемую воду в мерный цилиндр или мензурку соответствующей вместимости и фиксируют объем воды V.

В подготовленную колонку наливают 8 см3 четыреххлористого углерода для смачивания. Как только четыреххлористый углерод впитается в оксид алюминия, полученный экстракт постепенно пропускают через колонку. Необходимо следить, чтобы уровень жидкости не опускался ниже слоя оксида алюминия. После прохождения пробы в колонку вливают дополнительно 5 см3 четыреххлористого углерода, которым предварительно ополаскивают стенки цилиндра. Элюат собирают в цилиндр вместимостью 50 см3, причем первые 4 см3 элюата отбрасывают. Измеряют объем элюата. Элюат заливают в кювету. Проводят измерения и фиксируют показания прибора Сизм, соответствующее количеству нефтепродуктов в 1 дм3 элюата.

Мешающие влияния. На результаты определения нефтяных углеводородов могут оказывать влияние углеводороды естественного происхождения. При отборе, хранении, экстракции проб не допускается их испарение.

На точность определения в большой степени влияет чистота посуды и применяемых реактивов, запрещается применение смазки кранов делительной воронки. Используемую при анализе посуду следует тщательно вымыть и ополоснуть четыреххлористым углеродом. Реактивы и растворители должны быть очищены. Критерием их чистоты является отсутствие поглощения в инфракрасной области спектра.

Реактивы. Кислота серная Н^04, ГОСТ 4204-77 концентрированная и разбавленная водой 1:10.

Натрий сернокислый, безводный, ГОСТ 4166.

Перед использованием реактив прокаливают при 110 °С в течение 3 ч.

Кислота азотная, ГОСТ 4461, разбавленная 1:1.

Калий двухромовокислый, ГОСТ 4220-75.

Вода дистиллированная, ГОСТ 6709-72.

Волокно стеклянное, ГОСТ 10727-91.

Оксид алюминия, второй степени активности, ТУ 6-09-426.

Перед употреблением прокаливают при температуре 600 °С в течение 4 ч, после чего добавляют к прокаленному оксиду дистиллированную воду (3 % масс.) и выдерживают в течение суток при комнатной температуре.

Углерод четыреххлористый МРТУ 6-09-2666-65, возможно использование фреона 113 ГОСТ 23844-79.

На приборе ИКАН проверку спектральной частоты CCl4 проводят по измерению его коэффициента пропускания “П” относительно воздуха в кювете Ьопт = 50 мм на длине волны 3,42 мкм. Четыреххлористый углерод пригоден для работы, если величина коэффициента “П” больше 70 %. При меньшем значении “П” экстрагент очищают перегонкой или пропускают через регенератор.

Стандартный образец, состав раствора нефтепродуктов ДСЗУ 022.22-96 (50 мг/см3).

Приготовление градуировочного раствора из ДСЗУ 022.22-96, имеющего состав изооктан - 37,5 % масс., метан - 37,5 % масс., бензол - 25 % масс.

Приготовление градуировочного раствора № 1 с концентрацией углеводородов 1,00 г/дм3.

Приготовление на основе ДСЗУ 022.22-96.

Из ампулы ДСЗУ пипеткой отбирают 2 см3 раствора (50 мг/см3), переносят в мерную колбу на 100 см3 и доводят до метки четыреххлористым углеродом. Тщательно перемешивают. Раствор № 1 хранить в стеклянной емкости с притертой пробкой.

Срок хранения - 6 мес в холодильнике.

Приготовление градуировочного раствора № 2 с концентрацией углеводородов 100 мг/дм3.

Отбирают аликвоту раствора № 1 с помощью пипетки объемом 25 см3, помещают ее в мерную колбу вместимостью 250 см3, доводят до метки четыреххлористым углеродом и перемешивают. Раствор хранят в стеклянной емкости с притертой пробкой.

Срок хранения раствора 2 мес в холодильнике.

Способ градуировки прибора. Концентрацию нефтепродуктов в элюате определяют по градуировочному графику или по коэффициенту факторизации F. Для построения графика или определения F готовят серию эталонных растворов с известными концентрациями нефтепродуктов разбавлением градуировочных растворов 1 и 2 четыреххлористым углеродом. Градуировку проводят согласно инструкции по эксплуатации прибора.

Условия выполнения измерений. При выполнении измерений в лаборатории должны быть соблюдены следующие условия:

температура окружающего воздуха 10-35 °С;

атмосферное давление 84,0-106,7 кПа (630-800 мм рт.ст.);

относительная влажность до 80±5 %;

напряжение сети 220± 10 В.

Обработка результатов измерений

Концентрацию нефтепродуктов в воде вычисляют по формуле

v a ¦ V1K

X =-,

V

где а - содержание нефтепродуктов в элюате, измеренное на приборе, мг/дм3; V1 - объем экстракта, см3; V - объем пробы воды, взятой для определения, см3; K - коэффициент разбавления элюата.

Разбавление элюата четыреххлористым углеродом проводится в случае невозможности измерения концентрации нефтепродуктов на приборе (зашкаливание).

Для двух параллельных определений получают два значения концентраций Х1 и Х2 и рассчитывают среднее арифметическое

Х,Ср = (Х1 + Х2)/2.

Если расхождение между параллельными определениями не превышает допускаемого:

(Х1 - Х2) < d,

то среднее арифметическое значение принимают за среднее найденное значение. В противном случае анализ повторяют, используя резервную пробу.

По среднему арифметическому значению концентрации рассчитывают абсолютную погрешность в виде

Х + А (мг/дм3)

при Р = 0,95.

Численное значение результата должно оканчиваться цифрой того же разряда, что и значение погрешности. Например, если Х1 = 0,1, Х2 = 0,2, то Х1 - Х2 = 0,1; d = 0,6.

Меркаптаны - тиоспирты (R-S-H) и тиоэфиры (R-S-R'), производные спиртов и эфиров, у которых атом кислорода замещен атомом серы, что отражается на свойствах этих соединений: ярко выраженные кислотные свойства в реакции со щелочами R-S-H + Na0H ^ R-S-Na + H20, окислами и гидроксидами тяжелых металлов 2R-S-H + Нд0 ^ (R-S-)2Hq + + H20, в результате которых образуются меркаптиды.

Метилмеркаптан представляет собой газ, все его гомологи являются жидкими или твердыми веществами, плохо растворимыми в воде и хорошо растворимыми в органических растворителях.

В водах газовой отрасли меркаптаны являются результатом взаимодействия в восстановительных условиях кислородсодержащих органических компонентов с сероводородом при высоком его содержании в газе и воде.

Меркаптаны присутствуют в сточных водах в виде меркап-тидов, их ПДК в воде водоемов санитарно-бытового водопользования 0,0002 мг/дм3.

Приводятся качественное определение и метод раздельного определения сероводорода и меркаптанов йодометрическим титрованием.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют щелочью (Na0H) из расчета 4 г на 1 дм3 воды. Можно использовать пробы, отобранные для определения фенолов.

КАЧЕСТВЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ

Количественный метод определения меркаптанов в пробе довольно трудоемкий по времени проведения, поэтому целесообразно сначала провести качественное определение.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота уксусная СН3СООН, 70%-ная.

Гидроксиламин солянокислый NH20H • HC1, раствор 200 г/дм3. 20 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре (V = 100 см3) и доводят объем до метки.

Аммония хлорид NH4C1.

Меди хлорид CuC12.

Аммиак NH40H, водный раствор 25%-ный.

Щелочной реагент, раствор для качественного определения.

1,5 г CuC12 и 3 г NH4C1 растворяют в небольшом объеме воды,

добавляют 3 см3 водного раствора аммиака (25%-ного) и смесь разбавляют водой до 60 см3. Перед использованием добавляют равный объем водного раствора солянокислого гидроксиламина.

Проведение анализа

На часовое стекло помещают каплю анализируемой пробы, прибавляют каплю уксусной кислоты и каплю щелочного раствора реагента. В присутствии небольших концентраций меркаптана появляется желтая или коричневая окраска, при больших концентрациях - выпадает окрашенный осадок.

РАЗДЕЛЬНОЕ ЙОДОМЕТРИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА И МЕРКАПТАНОВ

Сущность метода. Метод основан на избирательном поглощении сероводорода и меркаптанов соответствующими поглотительными растворами кадмия с последующим йодометрическим определением.

Мешающие влияния. Определению мешают все соединения, отдуваемые с током газа, их влияние устраняют в ходе определения.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота соляная HCl (плотность - 1,19 г/см3).

Кислота соляная HCl, раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем HCl (плотность - 1,19 г/см3).

Кислота соляная HCl, раствор 1:3. К трем объемам воды приливают один объем HCl (плотность - 1,19 г/см3).

Кислота серная H2SO4, раствор 1:4. 80 см3 воды наливают в термостойкий стакан и приливают 20 см3 H2SO4 (плотность -

1 ,84 г/см3).

Калия бихромат К2&2О7, растворы 0,1 н и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением.

Калия йодид KI, раствор 150 г/дм3. 15 г KI помещают в мерный цилиндр, растворяют в воде, объем доводят до 100 см3.

Натрия карбонат №2СО3, раствор ~1 н. 5,6 г №2СО3 растворяют в воде в мерном цилиндре и доводят объем до 100 см3.

Кадмия хлорид CdCl2, раствор 100 г/дм3. 20 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре (V = 200 см3), объем доводят до метки. К 100 см3 раствора добавляют 1 см3 HCl (плотность -1,19 г/см3) и используют для поглощения сероводорода.

Кадмия карбонат CdCO3, щелочной раствор (суспензия). Смешивают 60 см3 раствора CdCl2 (100 г/дм3, без подкисле-ния) с 10 см3 1 н раствора №2СО3. Полученную суспензию перед заполнением ею склянок Дрекселя взбалтывают.

Иод I2, растворы 0,1 н и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением.

Крахмал, индикатор, (С6Н10О5)Ш раствор 5 г/см3. 0,5 г крахмала растворяют в 100 см3 воды и нагревают до кипения. Раствор фильтруют.

Натрий серноватистокислый Na2S2O3, растворы 0,1 н и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением. Установка поправочного коэффициента K нормальности Na2S2O3 описана в разделе 6.1.

Проведение анализа

Согласно табл. 8.4, в колбу (рис. 8.4) для отдувки 5 отбирают необходимый объем пробы, доливают водой до 200 см3 и подкисляют раствором HCl (1:3) до рН < 5. Колбу подсоединяют к системе из 4-х склянок Дрекселя, заполненных поглотительными растворами: в первые две склянки 1, 2 наливают по 25 см3 подкисленного раствора CdCl2, в 3 и 4 склянки - по 25 см3 суспензии CdCO3.

Отдувку серосодержащих компонентов ведут с помощью инертного газа. Скорость барботирования ~3-4 пузырька в секунду; 30-45 мин отдувку ведут без нагрева. Затем колбу нагревают на водяной бане до 97-100 °С и продолжают отдувать 2 ч. Постепенно увеличивая скорость барботирования инертного газа (~ в 3 раза), отдувают еще 1 ч. Основная масса сероводорода и меркаптана отдувается в течение первых 3045 мин, далее процесс замедляется.

Содержимое поглотительных склянок 3 и 4 количественно переносят в коническую колбу, ополаскивая склянки небольшими порциями дистиллированной воды. Объем пробы в ко