авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 8 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ...»

-- [ Страница 5 ] --

Целью совершенствования системы налогообложения является переход к исчислению такого НДПИ на природный газ, который стимулировал бы увеличение экономически эффективной добычи газа до уверенного покрытия перспективного спроса внутри страны и за ее пределами при неуменьшении налоговой выручки в среднесрочной перспективе.

Основные задачи системы:

– надежное обеспечение потребностей внутреннего рынка в газе на долгосрочную перспективу;

– выравнивание конкуренции между проектами добычи газа;

– сохранение и усиление позиций российских производителей газа на мировом энергетическом рынке;

– сочетание стимулирующей и фискальной функций налогообложения, обеспечивающей эффективность инвестиций в капиталоемкие и высокотехнологичные проекты по добыче газа, а также проекты по разработке новых месторождений.

Существующий режим налогообложения в части НДПИ на природный газ не стимулирует вовлечение в разработку новых газовых и газоконденсатных провинций и месторождений при нарастании степени истощения эксплуатируемого фонда скважин.

Таким образом, в целях обеспечения потребностей экономики и общества России в газовых ресурсах, а также выполнения международных обязательств по экспорту газа необходимо разработать налоговую политику, стимулирующую как освоение новых месторождений и провинций, так и на повышение отдачи на действующих проектах добычи.

Выделим возможные факторы дифференциации НДПИ:

– глубина залежи (скважины);

– закачка газа в пласт;

– начальные стадии освоения месторождений;

– высокое содержание серы;

– степень выработанности запасов;

– величина запасов месторождения;

– плотность запасов (млн. м3/км2);

– районирование (удаленность от инфрастуктуры, наличие рынков сбыта и другие условия);

– продуктивность скважин [5].

Очевидно, что если дифференцировать НДПИ по всем факторам, то это только внесет неясность в систему налогообложения и отразится на корректности расчета ставок НДПИ, поэтому следует рассмотреть влияние изменения каждого фактора на показатели деятельности газодобывающих предприятий и затем выделить наиболее значимые из них.

С целью более детального и глубокого изучения данного вопроса необходимо рассмотреть опыт различных стан в области налогообложения в газодобывающей отрасли с возможностью адаптации наиболее эффективных позиций к российской экономике.

Библиографический список 1. Разумное налогообложение [электронный ресурс]. – Режим доступа: http: www. Rusoil. Ru / opinions / o 06 – 77. html (проверено 15.01.2010).

2. Григорьев, Г. А. Направления и перспективы развития налоговой системы Российской Федерации в нефтегазодобыче / Г. А. Григорьев, О. М. Прищепа, А. А. Отмас // Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования: сборник докладов международной научно практической конф. – Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 2003. – С. 85-96.

3. Мелехин, Е. С. Совершенствование системы налогообложения в недропользовании / Е. С. Мелехин, Н. А. Рудиченко, В. И. Назаров // Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования: сборник докладов международной научно-практической конф. – Санкт Петербург: ВНИГРИ, 2003. – С. 10-15.

4. Вопросы налогообложения добычи и реализации углеводородов [электронный ресурс]. – Режим доступа: http: gasforum. ru / obzory – i – issledovaniya / 391 / (проверено 11.01.2010).

5. Подходы к совершенствованию исчисления НДПИ на природный газ [электронный ресурс]. – Режим доступа: http: gasforum. ru / dokumenty / 1052 / (проверено 18.01.2010).

УДК 622.279. Проблемы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений ООО «Газпром переработка»

Василенко А. Н.1, Попов В. В. 1 – Ухта, ООО «Газпром переработка»

2 – Ухта, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз»

Завершающая стадия разработки нефтегазоконденсатного месторождения – наиболее сложный период эксплуатации подобного типа объектов газодобывающей отрасли. Эту стадию можно охарактеризовать следующими чертами:

-низким пластовым давлением;

-относительно низкой производительностью скважин;

-необходимостью внедрения мероприятий, которые позволяют поддерживать стабильную работу скважин, комплекса промыслового оборудования и промысла в целом.

-высокая себестоимость добываемой продукции.

В настоящее время, в промышленной разработке на территории республики Коми находятся Вуктыльское, Западно–Соплесское, Печорокожвинское и Югидское нефтегазоконденсатные месторождения.

Рисунок 1. Разрабатываемые месторождения ООО «Газпром переработка»

Вуктыльское месторождение эксплуатируется с 1968 года характеризуется высокой степенью выработанности запасов по газу – 84%, по газовому конденсату 71% извлекаемых запасов. Особенность Вуктыльского НГКМ – карбонатный коллектор и большой этаж газоносности: от 700 до 1400 метров. Содержание конденсата уменьшилось с 360 до 46, г/м3.

Западно-Соплесское месторождение разрабатывается с 1981 года. Запасы газа и газового конденсата выработаны, соответственно, на 61% и 61% от извлекаемых. Коллектор преимущественно терригенный (плотные песчаники).

Печорокожвинское НГКМ эксплуатируется с 1972 года. Из основной газоконденсатной залежи к настоящему времени добыто газа 54% и газового конденсата 28% от начальных балансовых запасов. Особенность месторождения: газовая залежь С2 – С имеет высокое содержание сероводорода в составе продукции скважин – до 0,8 г/м3.

Югидское НГКМ эксплуатируется с 1987 года. Из основной нефтегазоконденсатной залежи извлечено газа 57%, конденсата и нефти – 47% от начальных извлекаемых запасов.

Особенность месторождения: высокое содержание тяжелых компонентов в жидкой фазе, в отдельных скважинах до 14 процентов по массе.

Общее количество скважин по Вуктыльскому ГПУ – 276. Эксплуатационные скважины довольно глубокие: от 3 до 3,5 км. Количество установок по подготовке газа – штук.

Основными причинами сложной эксплуатации нефтегазоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений являются:

- снижение продуктивности скважин за счет увеличения в продукции жидкой фазы;

- скопление жидкости на забоях скважин;

- парафиноотложения в НКТ.

В разное время решение этих проблем выполнялось по различным технологиям с тем или иным успехом.

В настоящее время определились перспективные технологии интенсификации и добычи по следующим направлениям:

1. Использование пенообразователей, как жидких, так и твердых.

2. Применение регулируемых устьевых эжекторов.

3. Увеличение доли скважин, оборудованных газлифтно-струйными насосами.

Остановлюсь на каждой из технологий подробней.

Таблица Результаты обработки скважин Вуктыльского НГКМ твёрдыми пенообразователями Дополнительный Дебит до обработки Дебит после обработки Номер Эффект, дебит скв. конденсат сутки газ конденсат вода газа конденсат вода газ тыс.м3/сут м3/сут м3/сут тыс.м3/сут м3/сут м3/сут тыс.м3/сут м3/сут 181 22 1,02 0,26 26 1,4 0,2 4 0,38 186 18 0,7 0,05 28 1,2 0,14 10 0,5 154 34 1,5 0 38 1,6 0 4 0,1 251 27 1,2 0 29 1,42 0,1 2 0,22 250 4,5 0,3 0 5,5 0,7 0,1 1 0,4 123 58 3 0,15 68 3,6 0 10 0,6 41 5 0 0 26,9 0,8 1,5 21,9 0,8 Итого дополнительно добыто: 3,1 млн. м3 газа, 105 тонн конденсата Использование поверхностно-активных веществ позволяет продолжать эксплуатировать скважины, имеющие тенденцию к накоплению барботируемого столба жидкости в НКТ. Образование пены при использовании ПАВ снижает плотность газожидкостной смеси в НКТ, что создает условия для постепенного выноса жидкости с забоя скважины. Видно, что при этом дебиты скважин возрастают по газу в натуральном выражении от 1 до 22 тыс. м3/сутки, а по конденсату от 0,1 до 0,8 м3/сут. Продолжительность эффекта составляет от 23 до 125 суток.

Рисунок 2. Регулируемый эжектор ЭРСС-П(Ц)-УХЛ Падение пластового давления ведет к снижению дебитов скважин. Поддержание дебита возможно при снижении противодавления на устье, величина которого зависит от схемы сбора и транспорта. Для снижения устьевых давлений с целью поддержания дебита, а также в качестве одного из методов удаления жидкости с забоя скважины возможно применение регулируемых эжекторов, устанавливаемых как на устье, так и на технологических линиях УКПГ.

В 2007 году были проведены ведомственные приемочные испытания регулируемого эжектора. Приемочная комиссия, в состав которой вошли представители Ростехнадзора, ОАО «Газпром» и его дочерних предприятий, рекомендовала данную конструкцию эжектора к использованиюнаобъектахдругихместорождений.В соответствии сзамечаниями приемочной комиссии филиалом «ГазпромВНИИГАЗ»–«Севернипигаз» доработана конструкция уплотнения распределителя эжектора.

Рисунок 3. Регулируемый эжектор в промысловых условиях Эффект от использования регулируемого эжектора обеспечивается за счет:

1. Снижения давления на устье скважин ниже давления в системе сбора, что обеспечит сохранение дебита скважин при дальнейшем снижении пластового давления.

2. Уменьшения количества продувок скважин на факел, что приводит к сокращению количества потерь газа и газового конденсата и уменьшению загрязнения окружающей среды.

3. Уменьшения расхода газа высокого давления, по сравнению с нерегулируемыми эжекторами, за счет увеличения КПД.

Перспективное направление развития технологии: автоматизация регулирования параметров эжектора, что позволит использовать технологию с максимальным КПД, а также вести оперативный контроль работы скважин.

Одним из способов эксплуатации скважин с высоким содержанием жидкой фазы является газлифтно-струйный метод с применением струйных насосов. Принцип работы насосов основан на расширении газа высокого давления, проходящего через сопло. При этом в приемной камере создается область пониженного давления, которое обеспечивает подъем продукции с забоя. На выходе из струйного аппарата создается давление достаточное для подъема смешанного потока на поверхность.

В настоящее время филиалом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз»

разработаны новые конструкции скважинных извлекаемых струйных насосов. Они выгодно отличаются от предыдущих вариантов тем, что спуск-подъем и обслуживание таких насосов производится без глушения скважины с помощью канатной техники. Новая конструкция предполагает использование двух модификаций таких извлекаемых насосов: для освоения и для эксплуатации скважин.

Рисунок 4. Извлекаемые струйные насосы для эксплуатации и освоения скважин Эффект от внедрения извлекаемых струйных насосов:

1.Увеличение (поддержание) дебита скважин с высоким содержанием жидкости в пластовой смеси.

2. Сокращение затрат при техническом обслуживании и ремонте глубинных струйных насосов, связанных с отсутствием необходимости спуско-подъемных операций бригадами КРС, а так же демонтаж и монтаж без глушения и последующего освоения скважин.

3. Сохранение фильтрационных параметров призабойной зоны.

4. Сохранение возможности прохождения приборов и устройств через корпус насоса для исследования скважин и проведения геолого-технических мероприятий.

Перспективное направление развития технологии: разработка универсальной компоновки низа колонны НКТ, унификация корпуса струйных насосов для освоения и эксплуатации скважин, а также блокирующей вставки для проведения ГТМ.

Работы по интенсификации, депарафинизации, освоению и глушению скважин в Вуктыльском ГПУ выполняются собственными силами лаборатории, численностью человек.

В 2009 году, за счет комплекса интенсификационных работ, получен прирост по добыче газа 28 млн. м3, добыче газового конденсата – более 2 тыс. тонн.

Цифры сравнительно небольшие, от 2 до 5 % от общей добычи по газу и жидким углеводородам, однако комплекс мероприятий позволяет поддерживать стабильную работу скважин.

Все жидкие углеводороды, добываемые филиалом ООО «Газпром переработка»

Вуктыльским газопромысловым управлением, а также газ Вуктыльского, Западно Соплесского и Югидского месторождений транспортируются на Сосногорский ГПЗ для дальнейшей переработки.

Самая актуальная проблема, которая стоит перед ООО «Газпром переработка» – это уменьшение сырьевой базы Сосногорского ГПЗ по причине истощения эксплуатируемых нефтегазоконденсатных месторождений.

Рисунок 5. Схема комплекса по добыче, транспорту и переработке газа и жидких углеводородов ООО «Газпром переработка» в Республике Коми Перспектива связывается с вводом вэксплуатацию: Северо-Югидского, Печорогородс кого, Западно-Печорогородского и Югид-Соплесского нефтегазоконденсатных месторождений. Особая надежда возлагается на возможность переработки на Сосногорском ГПЗ жидких углеводородов месторождений полуострова Ямал.

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА УДК [622.276.1/.4+622.279.23.4]001. Программный комплекс, осуществляющий совместное моделирование двухфазного течения флюидов в пласте и системе сбора Богданович Т. И., Назаров А. В.

Ухта, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз»

Основные объемы добычи газа ОАО «Газпром» связаны с уникальными по запасам месторождениями севера Тюменской области – Медвежьего, Ямбургского, Уренгойского и других. Эти месторождения имеют ряд отличительных особенностей:

- значительные площади газоносности, что в совокупности с величиной запасов требует большого фонда скважин (иногда более тысячи);

- кустовое размещение скважин и довольно сложную схему сбора газа на промысле;

- приуроченность подавляющей части запасов к терригенным отложениям сеноманского яруса верхнего мела;

- активное проявление водонапорного режима в процессе разработки;

- преимущественно метановый состав пластового газа, определяющий отсутствие в пластовом флюиде конденсата.

Моделирование разработки данных месторождений может быть выполнено с применением методики типа «black oil» (нелетучая нефть). Данная методика предполагает решение уравнений трехфазной трехкомпонентной фильтрации. Дополнительные возможности не являются препятствием для решения упрощенной задачи, однако требуют дополнительных вычислительных ресурсов. Вследствие этого задачу было принято решать в двухфазной двухкомпонентной постановке, что сокращает объем вычислений и требуемую оперативную память практически вдвое.

Представляемый программный комплекс создан на основе ПК «Протей», моделирующий систему «black oil» с использованием полностью неявной разностной схемы.

Совместно с уравнениями течения в пласте также неявно решаются уравнения притока к забою и течения от забоя к устью скважины, которая может иметь практически любую конфигурацию.

Для разработки газовых месторождений весьма актуальной становится проблема моделирования газосборной сети. Скважины и шлейфы, связанные с конкретным сборным пунктом, являются единой системой, и граничные условия на скважинах в виде отборов газа противоречат физике процесса – эти отборы полностью определяются давлением на входе в сборный пункт.

Подход к решению этой проблемы был ранее разработан для лучевой системы сбора [1]. По известным пластовым давлениям и заданному суммарному уровню добычи газа решением уравнений притока к забою, течения к устью и по шлейфам определялось давление на входе в сепаратор, обеспечивающее заданный уровень, после чего обратным ходом находилось распределение отборов по действующему фонду. При достижении ограничения на входное в сборный пункт давление участок автоматически переходил на режим падающей добычи. Данный модуль использовался и как самостоятельный, и совместно с гидродинамическим пакетом, где показал довольно высокую эффективность.

Однако в процессе эксплуатации выяснились два недостатка модуля – распределение отборов по пластовым давлениям с шагом назад и ограниченность только лучевой системой сбора. Первое обстоятельство на завершающей стадии расчетов, соответствующей аномально низким пластовым давлениям, приводило к неустойчивому вычислительному процессу, из чего следует вывод, что расчетная схема должна быть полностью неявной. В работе [2] показано, что разностные уравнения течения в пласте, в призабойной зоне, в стволе скважины и шлейфе в некотором смысле эквивалентны, то есть записываются относительно одних и тех же искомых переменных. Это позволяет объединить их в единую систему алгебраических уравнений для искомого временного шага, которая может быть решена совместно.

Первые опыты реализации данного методологического подхода были проведены на существующей версии ПК «Протей». Скважины, входящие в единую систему сбора, описывались как одна многоствольная скважина с дополнительными поверхностными узлами, соответствующими шлейфам, и на условном общем устье, соответствующем сепаратору, задавался суммарный отбор. Проведенные испытания показали безусловную устойчивость вычислительной процедуры.

Вместе с тем данная схема обладала принципиальным недостатком: в ней были разрешены перетоки флюида между любыми узлами разностной сетки, включая отток его из скважины в пласт. При этом становилась потенциально возможной ситуация, при которой какая-либо скважина в общей системе из добывающей превращалась в поглощающую.

Первая версия двухфазной двухкомпонентной модели была реализована в предположении о взаимной инертности фаз: предполагалось, что растворимостью газовых компонентов в жидкости и испарением воды можно пренебречь. В этом случае течение описывается двумя уравнениями д r div( v ) + [m s ] + q = 0, = w(вода), g ( газ), (1) дt r где – плотность фазы (фазами являются вода и газ);

v – скорость фазы ;

m – пористость;

s – насыщенность порового пространства фазой ;

q – массовая плотность источника по фазе. Система (1) дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что делает задачу корректной, то есть имеющей, вообще говоря, единственное решение. В качестве искомых функций пространства-времени были выбраны давление и насыщенность водой. Следует отметить, что в данном случае понятия «фаза» и «соответствующий компонент» становятся синонимами. Простота реализации задачи в данной постановке очевидна.

В дальнейшем, принимая во внимание объемы добываемого газа и климатические условия (система сбора функционирует в основном при низкой температуре воздуха), возникает необходимость учета влагосодержания в газовой фазе. В этом случае двухфазная задача решается в классической постановке:

д rк div( v l ) + [m s l ] + q к = 0, к дt где l – массовая доля компонента к в фазе (компонентами являются Н2О и к фракция С1-С4);

q к – массовая плотность источника по компоненту к.

Уравнения течения флюида в стволе скважины и системе сбора продукции имеют вид:

( ) ( ) д кr div m Z m vm + m Z m + perf q к Q к = 0, к дt к где индекс m соответствует скважинной смеси;

Z m – массовая доля компонента к в r смеси;

vm – скорость течения смеси;

perf – равно 1 для скважинных узлов, имеющих связь с пластовыми узлами и равно нулю для всех остальных узлов;

Q к – условие в узле воздействия;

– равно 1 в узле воздействия, в остальных случаях равно нулю.

В качестве закона фильтрации в пласте был выбран обобщенный закон Дарси. В слагаемом, описывающем приток флюида к скважине, для течения газовой фазы был выбран нелинейный закон фильтрации:

( ) kf g д p g g dH vg =, g дr ( ) 4k 2 f g2 s g д p g g dH Fg 1+ 1+ L g f g дr где k – проницаемость пористой среды, f g – относительная проницаемость по газу, g – вязкость газа, p g – давление в газовой фазе, g – удельный вес газовой фазы, H – гипсометрия пласта, L – коэффициент «макрошероховатости», F =.

Скорость течения гомогенной смеси в системе сбора находилась из уравнения градиента давления для гомогенной смеси [3] при условии равенства нулю кинетической составляющей.

Данная методика была реализована в виде программного комплекса, который в настоящее время проходит тестирование на модели участка Ямбургского НГКМ (рисунок 1).

Помимо гидродинамического симулятора программный комплекс включает в себя средства визуализации исходных данных и результатов моделирования, программу генерации отчетов, модуль возврата расчетов на любой момент ранее выполненных вычислений, а также программу коррекции коллекторских свойств, геометрии залежи и начального характера флюидонасыщения в визуальном режиме и др.

Дальнейшие пути развития программного комплекса лежат в направлении совершенствования расчетной методики путем учета влияния эффекта проскальзывания между фазами при совместной фильтрации газа и жидкости в системе сбора продукции.

Рисунок 1. Участок Ямбургского НГКМ Библиографический список 1. Назаров, А. В. Технология моделирования разработки газовой залежи с учетом неразрывности системы «пласт-скважина-шлейф» / А. В. Назаров, Э. В. Северинов // Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике Северо-Западного региона России: тез. докл. конференции, Ухта, 18-20 апреля, 1995. – Ухта, 1995.

2. Назаров, А. В. Принцип эквивалентности при построении математических моделей разработки углеводородных залежей / А. В. Назаров // Наука и технология углеводородов. – 2002. – № 2. – С.75-77.

3. Брилл, Дж. П. Многофазный поток в скважинах / Дж. П. Брил, Х. Мукерджи. – Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 стр.

УДК 622.276. Предупреждение солеотложений и коррозии в нефтяных скважинах Гильмутдинов Б. Р., Антипин Ю. В.

Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации. Особо остро эти осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) и в качестве рабочего агента в больших объемах использовались пресные, минерализованные, сточные или биозараженные воды. Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения.

Эти осложнения приводят к снижению дебитов, выходу из строя оборудования, преждевременным ремонтам и авариям. Основным направлением борьбы с ними является предотвращение процессов солеотложения и коррозии с помощью ингибиторов.

Образование отложений солей различного состава с различной интенсивностью отмечается практически во всех нефтедобывающих регионах мира. На поздней стадии разработки месторождений Башкортостана в составе солей начинают преобладать отложения сульфидов, преимущественно – сульфида железа. В качестве примера приведем элементный состав осадков из скважин северо-запада Башкортостана, полученный при участии автора с использованием энергодисперсионного рентгеновского спектрометра «Mini Pal» фирмы «Philips», представленный в таблице 1.

Таблица Результаты анализа технологических осадков, извлеченных из забоев добывающих скважин ОАО «АНК «Башнефть»

Месторождение, Содержание элементов, % масс.

наименование пробы Fe Ca Ba Mg S Sr Cl Арланское, скв. 2300 12,8 2,3 - - 24,5 - 0, Арланское, скв. 1771 9,4 2,6 - - 18,3 - 0, Орьебашское, скв. 3741 - 32,2 0,5 5 34,7 0,2 0, Татышлинское, скв. 1639 3,1 17,7 0,5 5 24,1 7,5 0, Игровское, скв. 702 17,4 4,4 0,5 5 9,3 0,2 0, Кузбаевское, скв. 581 5,9 8,6 0,5 5 11,3 0,2 0, Бураевское, скв. 3188 8,0 9,0 0,5 5 9,2 0,2 0, Из таблицы 1 видно, что проанализированные осадки представлены, в основном, соединениями Ca, Fe и S. На основании этого можно судить о минеральном составе отложений. В настоящий период разработки на большинстве залежей этого региона образуются отложения, содержащие в основном сульфид железа, гипс, кальцит, а в качестве примесей галит, механические частицы глины и песка, углеводородные компоненты нефти, выпадающие в виде твердой фазы. Получаемые в результате рентгено-флуоресцентного анализа данные свидетельствуют об эффективности его применения в качестве экспресс метода изучения элементного состава осадков.

Появление в составе отложений сульфида железа связывается с наличием большого количества сероводорода, который появляется в скважинах по различным причинам.

Наличие сероводорода в нефти и закачиваемой воде осложняет эксплуатацию скважин и приводит к повышенной сероводородной коррозии оборудования. Поступление из пласта и ПЗП ионов железа при взаимодействии с H2S ведет к образованию сульфида железа. Приток ионов железа в составе попутно добываемой воды в добывающие скважины происходит из закачиваемой воды и за счет геохимических процессов взаимодействия железосодержащих минералов с кислородом воздуха в закачиваемой воде. Образование отложений сульфида железа происходит при взаимодействии сероводорода с ионами железа в ПЗП и скважине.

Формирование осадка сульфида железа протекает обычно при одновременном развитии СВБ на поверхности стального оборудования, что значительно ухудшает эксплуатационные показатели скважин.

На рисунке 1 приведена схема характерных зон отложения солей, интенсивной коррозии и образования колоний СВБ. В скважине можно выделить несколько зон образования отложений солей с сульфидом железа: межтрубное пространство эксплуатационной колонны и НКТ от устья скважины до уровня жидкости (1);

зона нефти от динамического уровня до приема насоса (3);

интервал эксплуатационной колонны от приема насоса до забоя (4). Отложения солей могут формироваться в ПЗП (5). При перекачке перенасыщенных растворов отложения солей образуются в глубинном насосе (7) и на внутренней поверхности НКТ (2).

Рисунок 1. Схема скважины с зонами отложения солей сложного состава:

1 – попутный газ;

2 – колонна НКТ;

3 – интервал газированной нефти;

4 – пластовая жидкость с сероводородом;

5 – продуктивный пласт;

6 – эксплуатационная колонна;

7 – электроцентробежный насос с приемным фильтром;

8 – уровень приемной сетки насоса;

9 – отложения солей и продуктов коррозии Проведенный автором анализ применяемых технологий защиты показывает, что наиболее эффективно от солеотложений и коррозии защищается оборудование в следующих зонах: ПЗП – интервал обсадной колонны до приема насоса – насос – НКТ – выкидная линия. В то же время проведенные автором исследования показывают необходимость эффективной защиты от сероводородной коррозии межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ. Промысловые данные по скважинам Арланского УДНГ ОАО «АНК «Башнефть» за 1995-2007 гг. свидетельствуют о том, что наибольшее количество нарушений герметичности обсадных колонн в работающих скважинах приходится на зону от интервала перфорации до приема насоса (66% в среднем за исследованный период). Остальные 34% приходятся на нарушения обсадной колонны в менее протяженном интервале от приема насоса до устья скважины. Столь значительное количество нарушений обсадной колонны требует системной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства между обсадной колонной и НКТ выше приема насоса.

Автором было рассмотрено влияние техногенных факторов на продолжительность эксплуатации скважин, работающих в условиях отложения солей, на примере разработки Акинеевского участка Арланского месторождения.

Эксплуатации скважин Акинеевского участка была серьезна осложнена ростом аварийности эксплуатационных колонн из-за их коррозионного износа, большим количеством ремонтов скважин, связанных с необходимостью очистки скважин от отложений неорганических солей;

большим объемом работ по защите от коррозии выкидных линий нефтяных скважин и т.д. Основной причиной всех этих осложнений является закачка пресных вод завода «Искож» для поддержания пластового давления, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также недостаточной очисткой этих вод от твердых компонентов, нефтепродуктов и т.п. Применение в системе ППД коррозионно-активного агента существенно повлияло на эксплуатацию скважин участка.

Автором проведено исследование влияние такого техногенного воздействия на основе анализа искривленности ствола скважин и особенностей геохимических процессов, протекающих в них, на срок службы скважин путем изучения истории эксплуатации ликвидированного фонда участка. Установлено, что искривленность ствола скважины является основным отличительным фактором, заложенным на этапе их проектирования.

Кроме того, искривленность является нежелательным постоянно действующим фактором, увеличивающим интенсивность механического износа и коррозии обсадной колонны в течение всего срока службы скважины. По ликвидированным 24 скважинам определен срок их службы. Сопоставление сроков службы скважин со значениями искривления ствола показало, что для трех условно вертикальных скважин с зенитным углом 2-5 градусов срок службы изменяется в пределах 23-30 лет, причем существенного влияния осложнений и ремонтов на обсадную колонну не наблюдалось. При максимальных зенитных углах 15- градусов прослеживается частная зависимость снижения срока службы скважины Тс от максимального зенитного угла (степени искривления ствола скважины z) (рисунок 2), которая выражается уравнением Тс = 0,0088*z2 – 0,9095*z + 36,696. (1) Тс 15 20 25 30 35 40 45 z Рисунок 2. Зависимость срока службы скважины от искривления ствола по Акинеевскому участку С учетом характерных особенностей условий добычи продукции и процесса заводнения при разработке пласта C12h Акинеевского участка весь срок эксплуатации каждой скважины разделен на следующие периоды: безводный;

начального обводнения продукции до появления в скважине отложений гипса;

добыча обводненной продукции в условиях активного отложения гипса на стенках оборудования;

стабильная добыча высокообводненной продукции с опресненной водой;

появление в обводненной продукции сероводорода, образование отложений солей сложного состава с сульфидом железа и завершение отбора продукции. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка приведено на рисунке 3.

Добыча безводной Отложение нефти, 9,3 % Добыча обводненной комплексных солей, продукции до 24,7 % появления отложений гипса, 9, % Отложение гипса с малой Активное интенсивностью, проявление гипса, 29,8 % 26,9 % Рисунок 3. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка по выделенным средним периодам эксплуатации Анализ периодов работы скважин, срок эксплуатации которых завершен, показал, что доля периода безводной эксплуатации составляет в среднем 9,3% срока службы скважины.

Обычно в этом периоде не происходит серьезных осложнений, требующих проведения трудоемких дорогостоящих ремонтов. С началом обводнения продукции скважин наступает новый важный период эксплуатации, поскольку до ликвидации они дают обводненную продукцию, а большая часть срока службы характеризуются преобладающим содержанием воды. При достижении в пластовой хлоркальциевой воде концентрации сульфат-ионов выше равновесной начинается отложение гипса в скважинном оборудовании. Период интенсивного отложения гипса, составляющий в среднем 26,9% срока службы скважины, характеризуется большим числом ремонтов и низким МРП. По всему фонду скважин снижаются дебиты, происходят обрывы штанг, преждевременно выходят из строя насосные установки. В структуре ремонтов начинают появляться трудоемкие КРС по удалению гипса, при которых выполняются механическая очистка и шаблонирование колонны, термогазохимическое воздействие, солянокислотная обработка. Обработки ПЗП проводятся с использованием композиций химических реагентов для предупреждения отложений гипса.

Сточная вода завода «Искож», закачиваемая в пласты до 1996 г, содержала большое количество растворенных солей. При таком техногенном воздействии происходило смешение этих вод с пластовыми, что сопровождалось интенсивным процессом гипсообразования в нефтепромысловом оборудовании и в ПЗП. Коррозия обсадной колонны зависела от состава воды, в которой содержалось большое количество сульфатов кальция и ингибиторов на основе фосфоновых солей. По мере вытеснения закачиваемой водой пластовой воды минерализация последней значительно уменьшилась. Попутно добываемая вода оказалась малоперенасыщенной или недонасыщенной ионами кальция, хотя содержание сульфат-ионов продолжало медленно увеличиваться. Такой баланс не приводил к интенсивным отложениям солей. В скважинах выполнялось относительно небольшое число ремонтов, МРП увеличился. Длительность этого периода составила в среднем 29,8%, основным коррозионным агентом являлась попутно добываемая вода завода «Искож», обогащенная сульфатами и растворенным в ней кислородом. Эксплуатация скважины завершается периодом отложения комплексных солей. В скважине начинается активное проявление сульфатредукции: рост СВБ и выделение сероводорода, который, взаимодействуя с ионами железа, содержащимися в попутно добываемой воде, приводит к образованию и отложению на поверхности оборудования сульфида железа. Содержание последнего начинает преобладать в составе отложений. Несмотря на увеличение дозировок ингибиторов, что позволило получить сравнительно высокий МРП, в скважине проводится наибольшее число трудоемких дорогостоящих КРС по восстановлению герметичности обсадной колонны. Этому, как правило, предшествуют практически полное обводнение продукции, остановка скважин для перевода в пьезометрический или нерентабельный фонд.

Резко изменяется плотность попутно добываемой воды, увеличиваются концентрация клеток бактерий и вынос механических частиц. Поэтому для выявления интервалов негерметичности крепи проводятся исследовательские работы. В подобных предаварийных ситуациях скважины либо сразу переводились в консервацию и ожидание ликвидации, либо принималось решение о необходимости КРС. Основным коррозионно-активным агентом являлась вода, насыщенная агрессивными солеобразующими ионами, сероводородом. На поверхности оборудования развивались колонии СВБ.

Для более продолжительной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства эксплуатационной колонны и НКТ (зоны 1 и 3 на рисунке 1), характеризующегося недостаточно эффективной защищенностью от коррозии и солеотложения, а также в других интервалах, при участии автора разработана технология закачки ингибирующих композиций в межтрубное пространство во вспененном виде.

Сущность разработанной технологии заключается в том, что в межтрубное пространство скважины подается ингибирующая композиция в составе азотсодержащей пены. Вспенивание ингибирующей композиции производится для снижения ее плотности и более равномерного заполнения межтрубного пространства. Вспененная ингибирующая композиция (ВИК) способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту скважинного оборудования, контактируя с поверхностью НКТ и эксплуатационной колонны. При этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа.

Защита межтрубного пространства скважины в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ, обеспечивается постепенным поступлением жидкой фазы ингибирующей композиции. При этом жидкая фаза композиции образуется «сверху вниз» вследствие постепенного разрушения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации. В результате ингибирующая композиция смачивает поверхность металла, обеспечивая дополнительную защиту поверхности межтрубного пространства скважины в интервале от устья до уровня жидкости, а также обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции. Таким образом, осуществляется дозирование ингибиторов в течение определенного времени и достигается полная защита по схеме: поверхность межтрубного пространства от устья до приема насоса – интервал нефти – рабочие органы насоса – внутренняя поверхность НКТ – выкидная линия скважины.

Принципиальная схема используемой на сегодняшний день установки представлена на рисунке 4.

За период 2000-2007 гг. на Арланском месторождении проведено 50 обработок.

Массовое проведение обработок начато с 2005 г., когда было проведено сразу 10 скважино обработок. Обобщение результатов этих обработок позволило подготовить стандарт ОАО «АНК «Башнефть» по их проведению СТО 03-187-2005.

Рисунок 4. Схема размещения оборудования при обработке скважины вспененной ингибирующей композицией: 1 – УНЦВ-32х4, 2 – подпорный насос НБ-32, 3 – цистерна, 4 – ультразвуковой расходомер типа «Панаметрикс», 5 – шланг подачи композиции в пеногенератор, 6 – пеногенератор с манометром, 7 – затрубная задвижка, 8 – шланг подачи азота в пеногенератор, 9 – кабель УЭЦН, 10 – выкидная линия скважины, 11 – редуктор давления, 12 – рабочий и резервный баллоны с азотом, 13 – УАЗ «Терминал»

В качестве примера на рисунке 5 показан характер изменения скорости коррозии оборудования в скважинах 1731, 7291, 7575 Арланского месторождения после обработок ВИК в разные годы. Из сопоставления графиков видно, что большие различия в характере изменения скоростей коррозии наблюдаются в первые 12-17 сут после обработки. Эти различия обусловлены особенностями проведения обработки. В тех случаях, когда в скважину закачивается вспененная композиция объемом, превышающим межтрубный объем, занятый газом, происходит более быстрое поступление части ингибитора через насосное оборудование к устью скважины (скв. 1731, 7291) в больших количествах, чем необходимо для ингибирования коррозии. Затем количество ингибитора уменьшается, скорость коррозии несколько возрастает. Вслед за этим скорость коррозии стабилизируется с тенденцией постепенного увеличения по мере выноса ингибирующей композиции. Если в межтрубное пространство закачан равный или несколько меньший объем (скв. 7575), то наблюдается плавный вынос ингибитора к устью скважины и постепенное снижение (до 90 сут), после чего скорость коррозии начинает увеличиваться. При такой технологии период защиты оборудования может достигать 115-130 сут, что в 3-4 раза больше по сравнению с традиционно применяемыми.

0, скорость коррозии, мм/год 0, 0, 0, 0, 0, 0 20 40 60 80 100 Период после обработки, сут 1731 7291 Рисунок 5. Изменение скорости коррозии скважинного оборудования после обработки ВИК По фактическим значениям скорости коррозии после обработок, проведенных в 2004 2005 гг., получена универсальная зависимость скорости коррозии от времени эксплуатации по всем скважинам Vк = 0,0000212t2 – 0,00338t + 0, 1967692, (2) где: Vк – скорость коррозии, мм/год;

t – время после обработки скважины, сут.

Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,84 при времени после обработки t=12-120 сут.

Проведение по 5-10 обработок в год начиная с 2002 г. с отслеживанием параметров работы скважин позволило определить эффективность применения ВИК от их кратности по стандартной методике. Установлено, что максимальный коэффициент торможения коррозии получается при первых обработках, уменьшаясь в 3-9,52 раза, в среднем в 6,42 раза. Как видно из рисунка 6, он имеет устойчивую тенденцию к снижению с увеличением кратности обработок. Его изменение описывается уравнением Кт = -2,3971Ln(Кр) + 6,1486. (3) Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,92.

В зависимости от применяемой композиции максимальная степень защиты достигается в интервале 35-90 сут при первых обработках и составляет в среднем по скважинам 82,8 %. При последующих обработках она стабилизируется на уровне 70 %. Для промысловых условий хорошей эффективностью считается степень защиты более 65 %, в таком случае период защиты в среднем составляет 3-4 мес.

Для комплексной оценки эффективности технологии на Арланском месторождении в 2003 г. был выбран базовый куст, состоящий из пяти скважин, оборудованных ЭЦН. В скважинах этого куста обработки ВИК проводились ежегодно, причем их применение начато, когда сероводород только начал проявляться, отложение солей с сульфидом железа было пассивным, но фоновая коррозия стала значительной, составляя 0,328 мм/год, в среднем по пяти исследуемым скважинам.

0,350 0, торможения коррозии Скорость коррозии, Коэффициент 0,250 мм/год 0, 0, 0,100 1 2 3 4 Кратность обработок Скорость коррозии до обработки Коэффициент торможения коррозии Рисунок 6. Зависимость коэффициента торможения и скорости коррозии до обработки от кратности обработок Обобщение результатов этого опыта позволило установить, что регулярное проведение обработок с использованием ВИК позволило улучшить эксплуатационные показатели скважинного оборудования. Были сопоставлены результаты эксплуатации скважин базового куста и 10 ближайших скважин соседних кустов, в которых обработки ВИК не проводились. Соседние скважины были также оборудованы ЭЦН и работали в сходных условиях. Расчет межремонтного периода (МРП) работы скважин до обработок ВИК (1998-2003 гг.) как по базовому, так и по окружающим кустам показал, что до начала ежегодных обработок ВИК межремонтный период работы скважин базового куста составлял 928 сут, по окружающим скважинам – 956 сут. После начала регулярных обработок МРП по скважинам базового куста увеличился до 1234 сут, или на 33 %, а по соседним скважинам из за начинающихся осложнений уменьшился до 902 сут, т.е. МРП скважин базового куста по сравнению со скважинами соседних кустов стал больше на 37 %.

УДК 622.24.051. Совершенствование систем герметизации и смазки опор шарошечных долот для повышенных частот вращения Булюкова Ф. З., Могучев А. И., Матвеев Ю. Г., Сидоренко А. А.

Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет В настоящее время шарошечные долота все больше утрачивают свое лидирующее положение из-за недостаточной стойкости опор особенно при средних и высоких частотах вращения. Герметизация опор шарошечных долот позволила кратно повысить их стойкость по сравнению с открытыми опорами. Однако шарошечные долота с герметизированными опорами находят ограниченное применение при среднем и высокооборотном бурении. По нашему мнению, это происходит по следующим причинам:

1) герметизация существенно ухудшила теплоотвод от подшипников опоры шарошечного долота. Образующееся в опоре тепло вызывает ее перегрев. Как известно, теплоотвод из открытой опоры в большей части обеспечивается за счет циркуляции промывочной жидкости;

2) низкая долговечность герметизирующих элементов в динамических условиях работы шарошки. Точность сборки долот, имеющих в составе опоры подшипники качения, изначально ниже, чем долот с подшипниками скольжения, а следовательно, выше подвижность шарошки на опоре и динамичность ее работы. Люфты в опорах высокооборотных долот существенно больше, чем в опорах низкооборотных долот, а следовательно, выше не только частота, но и амплитуда колебаний шарошек относительно цапф;

3) низкая надежность работы системы смазки.

Таким образом, в качестве направления повышения долговечности работы шарошечных долот нами было выбрано совершенствование систем их герметизации и смазки. Наличие уплотнения в опоре, динамично отслеживающего поведение шарошки в бурении и имеющего в уплотнительном контакте незначительный момент трения позволит надежно защитить опору от проникновения абразивных частиц и коррозионно-активных веществ. Надежная система смазки даст возможность подшипникам работать в присутствии смазочного материала в контакте трения и предотвратит перегревание опоры.

Одним из требований при разработке новых конструкций уплотнений является возможность раскрываться от действия внутреннего избыточного давления смазочного материала. Выполнение этого требования позволяет качественно заполнять опоры смазочным материалом при изготовлении долота, а также использовать это долото в составе расходной принудительной системы смазки опор. Серийные уплотнения опор типа НУ, представляющие собой резинометаллическую манжету тарельчатого типа, могут раскрываться внутренним избыточным давлением смазочного материала. Уплотнения опор типа АУ, представляющие собой резиновое торообразное кольцо, расположенное в гнезде, образованном цилиндрическими поверхностями цапфы, втулки большого радиального подшипника и шарошки, не позволяют осуществить продавливание смазочного материала через опору и уплотнения.

Как известно, уплотняющий эффект достигается заполнением всех микронеровностей и дефектов контактной поверхности материалом уплотнительного элемента. Для этого последний должен быть сжат с некоторой силой, создающий в поверхностных слоях напряжения, достаточные для его деформации до заполнения неровностей. В опорах типа АУ герметизация создается сжатием резинового уплотнительного кольца в радиальном направлении. Уплотнительные кольца в серийных опорах шарошечных долот типа АУ, выпускаемых ОАО «Волгабурмаш», устанавливают с радиальным натягом 0,8 мм (15%).

Большая величина деформации кольца повышает не только надежность уплотнения, но и момент трения в уплотнительном контакте и, как следствие, вызывает более интенсивный износ уплотнительного элемента. Были попытки для повышения долговечности узла герметизации уплотнительный элемент устанавливать с радиальным натягом 7%. Однако этот натяг не обеспечил достаточную работоспособность уплотнения вследствие радиального размыкания уплотнения в верхней части цапфы при увеличивающихся в процессе износа подшипников люфтов шарошки. Для повышения работоспособности радиального уплотнения необходимо выполнение двух условий:

1) увеличить запас материала уплотнительного кольца на износ. Это достигается путем увеличения радиального натяга уплотнительного кольца;

2) снизить момент и мощность трения уплотнительного кольца. Это возможно, на наш взгляд, за счет конструктивного совершенствования посадочных мест под уплотнительное кольцо, снижением интенсивности контактной нагрузки и обеспечением хорошей смазки последнего. Разгрузить уплотнительный элемент можно в системе принудительной смазки опор долота. В случае применения долот в составе принудительной расходной системы смазки уплотнения опор должны обеспечивать возможность расхода через них смазочного материала за счет избыточного по отношению к скважине давления смазочного материала в опорах шарошек.

Нами была разработана конструкция радиального уплотнения с улучшенной радиальной деформационной характеристикой, которая представлена на рисунке 1.

Уплотнение опоры шарошечного долота включает взаимодействующее с цилиндрической поверхностью цапфы 2 уплотнительное кольцо 4 круглого сечения, размещенное с радиальным натягом в расточке шарошки 3. Расточка ограничена в радиальном направлении двумя коническими поверхностями, обращенными большими диаметрами друг к другу и образующие конических поверхностей расположены под углом друг к другу симметрично относительно сечения уплотнительного кольца. Расточка в шарошке снабжена в радиальном направлении дополнительной дуговой канавкой, шириной b, которая ограничена внешней цилиндрической и двумя боковыми плоскими кольцевыми поверхностями. На рисунке 1а представлен вариант уплотнения для использования его в составе компенсационной системы смазки. В этом случае осевые отверстия 1 соединяют дуговую канавку уплотнения с полостью опоры. На рисунке 1б представлен вариант уплотнения для его использования в составе расходной принудительной системы смазки опор. В этом случае отверстия 1 соединяют дуговую канавку с тыльной поверхностью шарошки, т.е. с затрубным пространством скважины.

а) б) 1 3 b b 4 2 d d Рисунок 1. Радиальное уплотнение с улучшенной радиальной деформационной характеристикой: а) уплотнение для компенсационной системы смазки;

б) уплотнение для принудительной расходной системы смазки Нами были проведены натурные испытания представленного уплотнения на стенде в с использованием дробно-факторного эксперимента. Цель испытаний заключалась в установлении оптимальных геометрических параметров коническо-цилиндрической проточки: угла между образующими конических поверхностей и ширины b дуговой канавки (см. рисунок 1) и их влияния на работоспособность уплотнения. Ширина дуговой канавки нами задавалась через отношение s:

s=b/d, где d – диаметр сечения уплотнительного кольца.

Для долот диаметром 215,9 мм применяются уплотнительные кольца с диаметром их сечения 5,3мм. Геометрические размеры расточки в шарошке для установки уплотнительного кольца изначально рассчитывались с учетом обеспечения радиального натяга, равному 1 мм по радиусу (23%).

В качестве показателей работоспособности представленной конструкции уплотнения нами были выбраны следующие показатели:

– момент трения Мт в уплотнительном контакте;

– поверхностная температура трения Т в контакте трения;

– расход Q смазочного материала через уплотнительный контакт уплотнительное кольцо цапфа.

Определяющие режимы работы уплотнения факторы и их уровни приведены в таблице 1. Скорость скольжения v уплотнительного кольца относительно цапфы соответствовали 135, 425 и 759 об/мин шарошки, что соответствует условиям низко-, средне и высокооборотного бурения.

Таблица Величины уровней факторов в эксперименте Факторы Уровни факторов 1 2, рад 1,396 1, 1, 0,57 0,66 0, s е, мм 0 0,25 0, v, м/с 0,39 1,24 2, Ри, МПа 0 0,15 0, Радиальный люфт е шарошки относительно цапфы имитировал износ радиальных подшипников опоры. Изучение износа отработанных серийных долот диаметром 215,9 мм с опорами типа АУ показало, что предельная величина износа периферийных радиальных подшипников опоры, при которой возможно сохранение герметичности опоры, не превышает 0,5 мм. Поэтому нами величина радиального люфта е выбиралась в пределах от до 0,5 мм.


Поскольку расходная принудительная система смазки предусматривает наличие перепада давления на уплотнении, то стендовые исследования работоспособности уплотнения проводились с созданием избыточного давления в опоре шарошки. Наличие перепада существенно упрощает определение герметизирующей способности уплотнения при различных режимах его работы и геометрических параметрах расточки в шарошке.

В качестве смазочного материала использовалось трансмиссионное масло Тад-17и. В качестве промывочной жидкости применялась техническая вода.

Регрессионный анализ зависимостей момента трения Мт, температуры Т и расхода смазочного материала Q от определяющих факторов выглядит следующим образом:

Мт = 0,84 + 0,92 – 1,04 s – 3,57 Ри, Нм;

(1) (2) Т = 101,8 + 81,2 - 263,2 s + 67666,7 е + 47,51 v – 202,3 Ри;

(3) Q = ( -1,3 + 2,1 s ) Ри 10 6, м 3 /с.

Коэффициент множественной корреляции r = 0,93. Проверка по критерию Фишера показала адекватность вышепредставленных уравнений экспериментальным данным с вероятностью 0,95.

На основании расчета частных зависимостей показателей работы уплотнения от определяющих факторов, расчета по формулам (1)...(3), а также экспериментального определения давления разгерметизации уплотнений при различной частоте вращения шарошки от геометрических параметров расточки были определены оптимальные параметры профилированной расточки, которые имеют следующие величины:

- угол = 1,222 рад (70°);

- отношение s = 0,7.

Сравнение показателей работы герметизирующих устройств серийных конструкций показало, что предложенное нами уплотнение позволяет снизить момент трения при отсутствии избыточного давления до двух раз, а при избыточном давлении, вдвое меньшем допустимого давления раскрытия уплотнения, до трех раз. В случае применения расходной системы смазки опор (например, с использованием наддолотного лубрикатора) момент трения снижается до 20 раз за счет гидростатического эффекта.

На техническое решение радиального уплотнения с улучшенной деформационной характеристикой получен патент РФ [1].

Существенным препятствием, ограничивающим применение долот с герметизированными опорами скольжения типа АУ при повышенных частотах вращения, является большое количество образующегося в подшипниках скольжения тепла, которое трудно удалить из герметизированной опоры. С целью обеспечения возможности отработки долот с подшипниками скольжения, обладающими большой грузоподъемностью, при повышенных частотах вращения нами предлагается техническое решение, направленное на обеспечение замкнутой циркуляции смазочного материала (масла) в опорах скольжения и лапах долота. Циркуляция смазочного материала в опорах осуществляется за счет обращенного насоса пластинчатого типа, призматические пластины которого одновременно выполняют роль замковых элементов опор долота. Это позволяет обеспечить простоту конструкции опоры, технологичность изготовления и сборки. Смазочный материал, циркулируя через опору долота, каналы в цапфе, лапе и резервуаре в верхней части лапы охлаждается и вновь подается в опору.

А-А Б-Б 3 19 Б А 4 16 13 7 е 17 А Б Рисунок 2. Буровое шарошечное долото с циркуляционной системой смазки На рисунке 2 изображены в разрезе часть лапы шарошечного долота, где показаны основные элементы опоры. На поперечном разрезе опоры с шарошкой в районе замкового элемента показаны смазкоподводящий и смазкоотводящий каналы, форма дуговых канавок на цилиндрической поверхности цапфы, а также направление эксцентриситета е цилиндрической поверхности цапфы в районе замкового элемента относительно оси цапфы.

Долото содержит лапу 1 с цапфой 2, шарошку 3, установленную на цапфе на подшипниках, включающих радиальные периферийный 4 и концевой 5 подшипники скольжения, упорный подшипник скольжения 6, подпятник 7 и замковый подшипник скольжения 8. Узел герметизации представляет собой уплотнительный элемент 9 в виде резинового кольца круглого сечения. Замковый подшипник выполнен в виде пластинчатого насоса, в котором ротором является шарошка 3. В продольных пазах 10 шарошки устанавливаются с возможностью ограниченного радиального перемещения пластины 11.

Боковая поверхность пластин 11, обращенная к цапфе, имеет цилиндрическую форму, радиус которой равен радиусу цапфы, что обеспечивает плотное прилегание пластин к цапфе без клиновых зазоров. Пластины 11 плотно прилегают к цапфе за счет дугообразных упругих пластин 12. Поверхность цапфы в районе замкового подшипника 8 имеет форму цилиндра, ось которого расположена выше оси цапфы на величину эксцентриситета е. На боковых поверхностях цапфы выполнены незамкнутые сверху и снизу дуговые канавки 13.

Смазочный материал (масло) при работе долота перемещается по каналам 14, 15, 16, 17, 18 и 19, а также в зазорах концевого 5 и периферийного 4 подшипников скольжения.

Система смазки долота работает следующим образом. При бурении шарошки вращаются за счет трения и зацепления с забоем. При вращении шарошек в правой зоне замкового элемента опоры (см. рисунок 2), если смотреть вдоль цапфы со стороны концевого подшипника, пространство между двумя соседними пластинами увеличивается, образуется разрежение, происходит всасывание масла из емкостей со смазкой по каналам 14 и 15, а в левой зоне объем между соседними пластинами уменьшается и происходит нагнетание масла в каналы 16. Далее масло через зазоры в концевом подшипнике 5, канал 17, зазор в периферийном подшипнике 4 и каналы 18 и 19 возвращается в емкость со смазкой.

Работоспособность разработанной конструкции насоса для циркуляции масла в герметизированной опоре скольжения была проверена аналитически проведением гидравлического и механического расчетов. Увеличение частоты вращения долота вызывает пропорциональное увеличение количества масла, подаваемого в зону трения, в результате чего температурный режим работы опоры не превышает допустимые пределы.

На техническое решение циркуляционной системы смазки герметизированных опор скольжения шарошечных долот нами получен патент РФ об изобретении [2].

Библиографический список 1. Пат. РФ № 2236541 РФ Е21 В10/24. Уплотнение опоры шарошечного долота (варианты) / Ю. Г. Матвеев [и др.] // Открытия. Изобретения, 2004. – Бюл. № 26.

2. Пат. РФ № 2215113 РФ Е21 В10/22. Буровое шарошечное долото / Ю. Г. Матвеев [и др.] // Открытия. Изобретения, 2003. – Бюл. № 30.

УДК 622. Повышение эффективности выноса шлама при бурении горизонтальных скважин Зайнагалина Л. З., Габдрахимов М. С., Сулейманов Р. И.

Октябрьский, филиал ГОУ ВПО УГНТУ.

В настоящее время все большую актуальность приобретает бурение горизонтальных скважин. Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу разработчикам при эксплуатации месторождений вертикальными скважинами. Часто перспективные площади находятся под сельхозугодиями, территорией заказников и заповедников, городов. Горизонтальное бурение целесообразно в условиях ограниченного пространства морских буровых, для бестраншейной прокладки трубопроводов. Бурение горизонтальных скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения.

Технологический процесс промывки скважин является одним из наиболее важных процессов в бурении. Успешная, безаварийная проводка горизонтальных скважин во многом определяется степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления [1]. Вопросы эффективной промывки горизонтальных скважин изучены недостаточно. Это обусловливает необходимость более глубокого теоретического и экспериментального изучения процессов транспортирования шлама при проводке горизонтальной скважины.

Проблема транспортирования шлама по горизонтальному участку ствола скважины похожа на проблему транспортировки твердых материалов в воде. В научных трудах по данной проблеме были указаны механизмы транспортирования твердых частиц потоком жидкости, условия осадконакопления, определены понятия гидравлической крупности частиц по скорости их оседания в воде, определены критерии процессов – параметры Архимеда, Рейнольдса оседания и др.

Но результаты этих исследований нельзя применить напрямую для процесса транспортирования шлама на горизонтальном участке скважин, поскольку в системах напорного гидротранспорта несущей средой является вода, движущаяся в трубах, а бурение горизонтальных скважин осуществляется с промывкой растворами, относящимися к неньютоновским, в реологическом смысле системам, к тому же движущимся в кольцевом пространстве.

Для транспортировки частиц шлама в вертикальном или слабо наклонном стволе скважины необходимо, чтобы средняя скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве была выше на 10-15% скорости оседания самых крупных частиц шлама. При бурении горизонтальных стволов скважины все частицы шлама стремятся опуститься на нижнюю стенку скважины. Если средняя величина поперечных пульсаций скорости потока будет меньше скорости оседания твердых частиц, то твердая фаза начнет оседать на нижнюю стенку горизонтального участка скважины, образуя наносы. Расчеты показывают, что транспортировать во взвешенном состоянии возможно частицы шлама не более 1-2 мм [2].

Совершенствование методов промывки ведется по нескольким направлениям:

улучшение качественного состава бурового раствора, внедрение устройств с лучшими гидродинамическими свойствами.

Для повышения эффективности выноса шлама применяются различные наддолотные вибраторы, где шлам измельчается за счет соударения его частиц в жидкости, которые колеблются из-за соударения шлама о перегородку и об элементы струйного насоса, т.е. в промежутке между перегородкой и элементами струйного насоса возникают продольные и поперечные колебания жидкости и соответственно шлама. Винтовое оребрение бурильных труб также позволяет существенно улучшить транспортировку шлама. Спирально оребренные трубы создают в скважине закрутку потока жидкости, приподнимают шлам, осевший на стенке скважины, и переносят его в верхнюю часть эксцентричного кольцевого пространства, где осевая скорость потока наиболее высока, однако оно связано с потерями давления при течении жидкости.


Для эффективной очистки забоя горизонтальных скважин от шлама нами предлагается использовать наддолотную мельницу, проходя через которую, крупные частицы шлама измельчаются до размера 2 мм. Основными деталями мельницы являются ротор и сетка, соединенные пружинами. При вращении ротора за счет пружин создаются крутильные колебания сетки (рисунок 1).

Разработан стенд (рисунок 2) для исследования модели наддолотной мельницы. Стенд включает следующее оборудование: осевое нагружающее устройство 1, радиальный подшипник 2, сетка 3, ротор 4, датчик тахометра 5, радиально-упорный подшипник 6, муфты 7 и 9, редуктор 8, основание 10, электродвигатель 11. Стенд оснащен контрольно измерительными приборами: тахометром, амперметром, вольтметром, виброанализатором “Корсар”.

На стенде будут проведены эксперименты для нахождения оптимальных параметров разрабатываемого устройства: массы подвижных элементов наддолотной мельницы m, жесткости пружины с, оптимальной частоты оборотов n и зависимость от них вибрации сетки f.

Стенд работает следующим образом. При включении двигателя 11 ротор 4 начинает вращаться вместе с установленной на нем сеткой 3. При этом сетка вращается со средней скоростью ротора и на нее накладываются крутильные вибрационные движения, создаваемые колебательной системой сетки. На роторе находится диск. Корпус сетки и диск снабжены выступами 12, которые при поперечных колебаниях создают осевые колебания корпуса сетки. Различные режимы вращения ротора устанавливаются редуктором 8 и нагружающим устройством 1. При работе стенда обороты измеряются тахометром, амплитуда и частота колебаний сетки виброанализатором "Корсар".

На экране виброанализатора отображаются: V – виброскорость в мм/с, A – виброускорение в м/с2, S – виброперемещение в мкм. Для обработки результатов измерений используется компьютерная программа "Аврора", разработанная для работы с виброанализатором типа "Корсар". Высокочувствительный датчик прибора устанавливается на опору 5 ротора, после чего прибор получает информацию об уровне и характере вибрации корпуса сетки. Для получения комплексного результата и полноты измерения вибраций, датчик прибора поочередно устанавливают на опоры, узлы движущихся деталей ротора, на нагружающее устройство, в которых уровень вибрации может быть отличен от уровня вибраций в узлах, удаленных от источников вибрационных волн.

Планирование экспериментальных исследований является важной частью научной работы. Цель планирования эксперимента – нахождение таких условий и правил проведения опытов, при которых удается получить надежную и достоверную информацию об объекте с наименьшей затратой труда, а также представить эту информацию в компактной и удобной форме с количественной оценкой точности.

Входные величины объектов исследования могут качественно отличаться друг от друга, поэтому в теории планирования эксперимента входные параметры принято именовать общим названием – факторы. Выходные величины также могут быть качественно различными – они получили название отклик (функция цели, параметр оптимизации).

Модель объекта представляет собой аналитическую зависимость отклика от факторов.

Чаще всего эта зависимость неизвестна, известными являются факторы xi и выходные величины отклика yi. Часто встречается задача исследования одной выходной величины у как функции нескольких факторов:

yj = j (x1, x2,... xk). (1) В нашем случае мы исследуем зависимость:

f = (с,m,n). (2) При планировании эксперимента на стенде для исследования модели наддолотной мельницы определяем с использованием выражения (2) последовательность проведения экспериментов и число опытов.

Библиографический список 1. Булатов А. И. Технология промывки скважин / А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, В. И. Рябченко. – М.: Недра, 1981. – С. 3.

2. Левинсон Л. М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Л. М. Левинсон, Т. О. Акбулатов, Х. И. Акчурин;

под общей ред. Спивака А.И. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – С. 434-435.

3 Ишемгужин Е. И. Регрессионный анализ и планирование эксперимента при оценке надежности буровых и нефтепромысловых машин / Е. И. Ишемгужин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1984. – 79 с.

4 Акбулатов Т. О. Совершенствование промывки – путь к повышению технико экономических показателей проводки горизонтальных скважин / Т. О. Акбулатов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – №10. – С. 10-13.

УДК 622. Составы и технологии для освоения скважин в рифейских карбонатных пластах Восточной Сибири Карпов А. А.

Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет Одной из важнейших проблем в нефтяной промышленности является повышение эффективности освоения скважин и регулирования проницаемости призабойной зоны в карбонатных пластах. Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для восстановления и улучшения фильтрационных характеристик пород призабойной зоны пласта (ПЗП), является одним из перспективных направлений технического прогресса в добыче нефти. Несмотря на обилие технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы эффективности геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для условий месторождений в карбонатных коллекторах.

В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, в процессе освоения и разработки которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств пород ПЗП вызывается снижением фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на буровой раствор, увеличением водонасыщенности и выпадением в осадок продуктов реакции после закачки реагентов.

Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи нефти из карбонатных пластов показал, что многие решения этой важной задачи имеют свои недостатки, вызванные сложностью практической реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного вскрытия пластов большинство скважин становятся гидродинамически несовершенными, а их фактическая продуктивность становится намного меньше потенциальной.

Среди геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, наиболее эффективными стали различного вида кислотные обработки. Применение водных растворов кислот в карбонатных коллекторах имеет ряд недостатков. Большую эффективность показали технологии с применением нефтекислотных эмульсий. Однако при использовании этих технологий выбор технологических параметров закачки химических реагентов, учитывающих индивидуальные особенности призабойной зоны пласта, недостаточно аргументирован. Кроме того, эффективность нефтекислотных обработок повышается в случае обработки гидрофобизированной поверхности пор карбонатных коллекторов.

Актуальность проблемы возрастает при разработке доломитизированных пластов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, которая является одним из наиболее перспективных объектов добычи углеводородного сырья в Восточной Сибири. Она расположена в пределах Камовского свода Байкитской антеклизы и включает Юрубченское, Вэдрэшевское, Куюмбинское и Терско-Камовское месторождения, основные залежи которых связаны с карбонатными отложениями среднего и верхнего рифея [1,2].

На основании результатов исследований геофизических, петрофизических и литологических характеристик разрезов 3 разведочных скважин Куюмбинского месторождения, а также промысловых и гидродинамических исследований скважин выделены следующие особенности:

- изучаемый продуктивный разрез представлен рифейскими отложениями;

- основными нефтенасыщенными породами разреза являются доломиты;

- тип коллекторов – каверно-трещинный и трещинно-каверновый;

- в рифейском разрезе выделены в качестве коллекторов до 5 интервалов;

- среднее пластовое давление составляет 21,5 МПа;

- средняя пластовая температура +27 0С;

- нефть – легкая, маловязкая, малосмолистая, парафинистая (содержание парафина до 2,5%).

При проведении анализа результатов работ по вскрытию продуктивных пластов и освоению установлено:

1) использование технологических жидкостей на водной основе при вскрытии продуктивных пластов, промывках скважин, определении приемистости перед и во время соляно-кислотных обработок (СКО);

2) интенсивное поглощение технологических жидкостей при вскрытии продуктивных пластов вследствие сильно развитой трещиноватости и кавернозности коллекторов;

3) при испытании средних (по разрезу) объектов в некоторых скважинах наблюдались прорывы воды и газа соответственно из нижних и верхних горизонтов;

4) трещиноватость коллектора при освоении скважин, проявляющаяся в смыкании естественных вертикальных трещин в коллекторе при значительном снижении забойного давления;

5) при проведении испытаний в некоторых случаях отмечалось интенсивное гидратообразование в скважинах;

6) образование отложений парафина в скважинах и ПЗП;

7) низкая эффективность соляно-кислотных обработок скважин.

В результате выполненного анализа были выделены основные причины низкой эффективности освоения скважин Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений, которые включают две группы:

- естественные (природные):

- низкая поровая проницаемость пород-коллекторов;

- высокая трещиноватость и кавернозность пород-коллекторов;

- высокая расчлененность продуктивного разреза;

- наличие развитой сети вертикальных трещин в продуктивном разрезе;

- искусственные (техногенные):

- бурение скважин на репрессии, приводящее к поглощению больших объемов промывочной жидкости и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород ПЗП;

- использование при первичном вскрытии продуктивного пласта, перфорации, промывках и вызове притока технологических жидкостей на водной основе, проникающих в ПЗП и вызывающих ухудшение ее фильтрационно-емкостных свойств пород;

- создание при вызове притока больших депрессий, способных вызвать смыкание трещин в ПЗП;

- закачки в скважину или ПЗП холодных (или охлажденных в скважине при простое) технологических жидкостей и растворов, в результате которых образовываются отложения парафина как в скважине, так и в ПЗП, сопровождаемое снижением их производительности и фильтрационно-емкостных характеристик соответственно;

- применение СКО для интенсификации притока.

Наличие перечисленных причин, вызывающих осложнения при освоении скважин, свидетельствует о необходимости системного подхода к решению проблемы повышения эффективности их освоения и эксплуатации. В плане реализации системного подхода необходимо обосновать и выбрать методы, направленные на сохранение, восстановление и улучшение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.

Наибольшее распространение на промыслах нашли соляно-кислотные технологии и их модификации. Они играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. СКО, являясь достаточно эффективным методом воздействия, имеют ряд существенных недостатков:

1 Низкий охват продуктивного пласта воздействием по глубине и толщине из-за высокой скорости реакции взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой.

2 Многократные обработки ПЗП соляной кислотой малоэффективны и нерентабельны. Одной из причин этого – быстрая нейтрализация кислоты в поровом пространстве и поглощение ее в основном ранее обработанными и высокопроницаемыми интервалами пласта [3,4].

Анализ технологической успешности проведенных СКО, применяемых при освоении скважин Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений, показал, что эти составы и их технологии не позволяют обеспечить эффективный процесс. Причинами отмеченного факта могут быть особенности взаимодействия активных кислотных составов с породообразующими минералами. Поэтому были запланированы и проведены лабораторные исследования растворяющей способности различных кислотных составов при их контакте с дезагрегированной горной породой (рисунок 1).

Рисунок 1. Определение растворимости пород Куюмбинского месторождения кислотными растворами Экспериментальные исследования по воздействию кислотных растворов на проницаемость естественных образцов горных пород проводились на экспериментальной установке. Эффективность действия кислотных растворов оценивали по отношению проницаемости образца керна по керосину до воздействия к проницаемости образца керна по керосину после воздействия.

В экспериментах были использованы образцы естественных пород, пористость которых превышала 1%. Например, проницаемость некоторых образцов по керосину составляла: образец К-1/1 – 2,4·10-3мкм2;

образец К-2/2 – 2,4·10-3мкм2;

образец К-7/1 –3,3·10 мкм2.

Прокачка через образцы естественных кернов водных растворов соляной кислоты, сухокислотной смеси и глинокислоты привела к увеличению проницаемости образцов.

Рассматриваемые породы имели отличия от других образцов тем, что в них имелись видимые невооруженным глазом естественные трещины. Как показал анализ состояния торцевых поверхностей кернов, фильтрация кислотных составов и керосина проходила именно по этим трещинам. Наиболее проницаемый образец К-7/1 после пропускания через него 10 поровых объемов глинокислоты разломился по имеющейся трещине.

Суммарное увеличение проницаемости кернов после воздействия кислотными растворами составило:

образец К-1/1 (10% HCl) – 1,5 раза;

образец К-2/2 (10% СКС) – 1,4 раза;

образец К-7/1 (15% HCl+HF) – 2,1 раза.

По результатам выполненных лабораторных экспериментов были рекомендованы к применению водные растворы СКС 15%-ной концентрации. Растворяющая способность этих растворов почти в два раза ниже, чем у аналогичных растворов соляной кислоты. Из анализа технологической эффективности проведенных обработок на 5 объектах в 4 скважинах Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений следует, что наиболее предпочтительно применение кислотных составов, обладающих пониженными скоростями реакции с породообразующими минералами.

Выполненные промысловые эксперименты показали, что успешность технологии интенсификации притока во многом зависит от геолого-физических условий призабойной зоны пласта (ПЗП). Результаты выполненных промысловых испытаний свидетельствуют о разнообразии условий фильтрации и значений фильтрационных параметров пород пласта в окрестности скважин. Учет текущего состояния фильтрационных параметров пород ПЗП должен определять объемы кислотных растворов, закачиваемых в пласты для увеличения проницаемости пород. Направлениями совершенствования технологий кислотного воздействия на породы продуктивных пластов рифейских отложений являются большеобъемные кислотные обработки водными составами, обработки ПЗП с применением нефтекислотных эмульсий (НКЭ) и других комбинированных технологий увеличения проницаемости пород. С учетом этого была поставлена задача разработать эффективный кислотный состав и технологию его применения в карбонатных пластах.

Существенное повышение эффективности по сравнению с обычными СКО отмечается при использовании гидрофобных эмульсий, представляющих собой дисперсную систему.

Применение гидрофобных кислотных эмульсий позволяет замедлить скорость взаимодействия кислоты с породой, тем самым доставляя кислоту вглубь пласта в активном состоянии, увеличить радиус охвата пласта воздействием.

При выборе состава нефтекислотного раствора оценивали влияние добавок к раствору НКЭ на стабильность состава и его химическую активность. Устойчивость кислотных эмульсий определяли по показателю электростабильности на приборе ТЭЭ-1.

Для повышения устойчивости нестабильных эмульсий помимо растворимых в углеводородах эмульгаторов применяют эмульгаторы (ПАВ) с преимущественной растворимостью в водной фазе. Исходя из этого, для приготовления НКЭ были запланированы и проведены эксперименты по подбору водорастворимых эмульгаторов.

После опробования различных видов эмульгаторов предпочтение было отдано водорастворимому ПАВ Неонолу АФ-9-12, относящемуся к оксиэтилированным алкилфенолам. Эти реагенты по сравнению с ионогенными ПАВ обладают лучшей растворимостью в минерализованных водах и не образуют твердых осадков. Критерием выбора эмульгатора являлось создание требуемого поверхностного натяжения на границе раздела фаз: нефть – водный раствор кислоты.

Последовательность приготовления исходных составов НКЭ была следующей – в начале осуществляли приготовление 15% водного раствора на основе СКС. При этом добивались полного растворения расчетного количества сухой смеси кислот в воде без образования осадка. Растворение сухой смеси кислот в воде происходило при непрерывном перемешивании. Контроль полноты растворения кислот в воде проводили по величине вязкости, плотности кислотного раствора и его прозрачности на пропускание света.

Затем в водный раствор кислот добавляли требуемое количество эмульгатора Неонол АФ-9-12. При перемешивании раствора добивались полного растворения ПАВ в воде.

Критерием полноты растворения ПАВ в воде было достижение прозрачности раствора и требуемого значения поверхностного натяжения на границе с нефтью или воздухом. На последнем этапе смешивали расчетные объемы нефти и водного раствора кислот с добавками эмульгатора в цилиндрическом сосуде при помощи электрической мешалки при скорости вращения лопастей 2000 мин-1. В процессе приготовления составов НКЭ образование тонкодисперсной кислотной эмульсии происходило практически после перемешивания составляющих компонентов в течение первых 2…3 минут.

После приготовления 15% раствора СКС проводили добавку к раствору расчетного количества эмульгатора Неонол АФ-9-12. Концентрация ПАВ в растворе кислот изменялась от 0,05 до 0,2 % масс. После достижения полной растворимости ПАВ в растворе кислот проводили определение межфазного натяжения раствора кислот с добавками ПАВ на границе с нефтью. Именно поверхностное натяжение определяет устойчивость НКЭ к расслоению. Результаты этих экспериментов представлены на рисунке 2.

Поверхностное натяжение, мН/м 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0, Содержание ПАВ, % Рисунок 2. Межфазное натяжение на границе нефть – 15% водный раствор СКС с Неонолом АФ-9- В дальнейших экспериментах был выбран раствор, состоящий из 15% раствора СКС с добавкой 0,07 % Неонола АФ-9-12. Добавление этого количества ПАВ к раствору кислот обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть – раствор СКС в 3,2 раза.

Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ в растворе кислот не приводило к уменьшению межфазного натяжения на границе раздела фаз, т.е. процесс снижения межфазного натяжения стабилизируется.

В процессе приготовления обратных НКЭ по соотношению нефть/15% раствор кислоты были исследованы составы (50/50, 60/40, 70/30, 75/25, 80/20, 90/10). Устойчивость приготовленных растворов НКЭ определяли двумя способами: по количеству отделившейся «водной фазы» и при помощи микроскопа в тонком слое через определенные промежутки времени.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.