Архив метки: вод

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Решая вопросы, связанные с подсчетом запасов нефти и неф­теотдачей пласта, необходимо знать количество и распреде­ление остаточной воды. Как показали исследования, коэффициент вытеснения нефти водой возрас­тает не только с ростом температуры и проницаемости по­ристой среды, но и с увеличением количества остаточной воды.

Под остаточной водой понимается суммарная влага: ад­сорбционная, или физически связанная, начальной капилляр­ности и углов пор.

Образование адсорбционной или связанной воды на по­верхности частиц породы обусловливается как химическими, так и физическими силами, которые по своей природе явля­ются электрическими. Вода углов пор может быть также названа капиллярно-разобщенной или капиллярно-неподвижным состоянием свободной пластовой воды.

В сцементированных и несцементированных горных поро­дах связывание жидкости с дисперсными частицами сказыва­ется в уменьшении живого сечения капилляров (пор), что приводит к уменьшению фильтрации флюидов через порис­тые среды.

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от размеров пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

Распределение воды в коллекторе определяется различием в кривых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Более макропористые и проницаемые прослои обладают меньшим давлением вытеснения, и для того, чтобы в них наступило равновесие капиллярного давления между различ­ными фазами флюидов, требуется меньшая водонасыщен-ность.

В литературе опубликован ряд работ о толщине тонких смачивающих слоев жидкости. Однако большинство этих ра­бот посвящено измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.

Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности минерального состава скелета, внешних условий, условий равновесия между силой, отнимающей воду, и силой, связы­вающей воду у твердой поверхности, от присутствия тех или иных катионов, степени концентрации электролитов в пла­стовой воде, а также от размера частиц.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности пород коллекторов. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гид­рофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непо­средственно соприкасается с твердой поверхностью и вслед­ствие адсорбции поверхностно-активных веществ поверх­ность нефтяного коллектора становится в значительной мере гидрофобной.

По вопросу о виде остаточной воды, находящейся в порис­той среде и других дисперсных телах, различные исследова­тели высказывают неодинаковое мнение. Однако большинст­во из них приходят к выводу о существовании:

капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными си­лами у поверхности твердого тела и прочно связанной с час­тицами пористой среды (свойства адсорбционной воды зна­чительно отличаются от свойств свободной);

пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки по­верхности твердой фазы;

свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на по­верхности раздела вода нефть, вода газ).

Исследования ряда авторов показывают, что чем меньше в песчано-алевролитовых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды зависит еще от сортированности и окатанности кластического материала, слагающего породу, а также от крупности пор. Количество остаточной воды воз­растает с повышением плотности отложений и с увеличением содержания в них тонких пор.

По своему химическому составу остаточная вода может сильно отличаться от контурной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом. Исследования показывают [226 и др.], что остаточная вода значительно солонее, чем морская (в 3 — 10 раз). Нормальная морская вода в среднем содержит 3,5 % (по массе) NaCl при общей минерализации, достигаю­щей 35 000 мг/л. Содержание солей в пластовых водах неф­тяных месторождений колеблется в пределах от 10 000 до 200 000 мг/ л.

0,001

НЕРАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ10        10        30        40        50         60 Доля остаточной воды, % к объему пор

Рис. 1.4. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для различных нефтегазоносных песчано-алевролитовых пород (по А.А. Ханину [226]):

1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского неф­тяного месторождения; 2 — алевролиты хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения; 3 песчаники мелкозернистые угерской свиты газовых месторождений Угерское и Бильче-Волица; 4 мо­дели, составленные из песчано-алевролитового материала кварцевого соста­ва; 5 — алевролиты глинистые картамышской свиты Шебелинского газового месторождения; 6 песчаники мелкозернистые меловых отложений Газлин-ского газового месторождения (средние данные для горизонтов); 7 — песча­ники мелкозернистые газоконденсатного месторождения Русский Хутор; 8 — песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского и Мегионского нефтяных месторождений; 9 — песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковско­го газоконденсатного месторождения; 10 песчаники средне-, мелкозерни­стые газовых месторождений Байрам-Али и Майского; 11 — рифовые перм­ские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Повышенную минерализацию остаточной воды объясняют испарением молекул воды, а также воздействием геохимиче­ского градиента. Остаточная вода харак­теризуется повышенным содержанием хлора. Однако отме­чаются и отклонения от этих закономерностей для некоторых месторождений.

По данным Ю.С. Мельниковой, изучавшей нефтяные де­вонские песчаники в разрезе скв. 1529 Туймазинского место­рождения, пробуренной на безводной нефти, содержание хлоридов в остаточной воде колеблется от 12,5 до 26,2 %, со­ставляя в среднем 18,5 %. В 1956 г. Ю.С. Мельникова с со­трудниками изучали концентрацию хлоридов в воде по дан­ным анализа более 400 образцов керна, отобранных из сква­жин различных месторождений Башкирии, которые были пробурены на водном глинистом растворе. В результате ока­залось, что в алевролитах с низким значением пористости (от 5 до 10 %) и проницаемости (меньше 0,001 мкм2) при водосо-держании до 90 % концентрация хлоридов составляла 14 — 18,6 % (в пересчете на хлористый натрий). При этом содер­жание хлоридов в законтурных водах нефтяных пластов ДI и Дп равно 22-24 % .

Выяснилось, что в Туймазах концентрация хлоридов в ос­таточной воде ниже, чем в законтурной, тогда как в боль­шинстве случаев соотношение обратное. Этот факт в работах А.А. Ханина объясняется особенностями осадкообразования отложений пластов ДI и Дп в условиях дельты с пониженной соленостью вод. В результате проведенных исследований дру­гих авторов отмечается влияние раннего и позднего диагене­за на формирование химического состава остаточной воды.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно применение физических и физико-химических ме­тодов воздействия на пласт, свидетельствует о том, что в про­цессах извлечения нефти и газа остаточная вода играет большую роль. По степени гидродинамической подвижности применительно к процессам вытеснения нефти водой ее можно классифицировать на фазово-подвижную, влияющую на показатели разработки в начальный период эксплуатации скважин, и фазово-неподвижную, перемещающуюся лишь благодаря смешению с водой, вытесняющей нефть.

В том случае, когда пласт содержит включения менее про­ницаемой породы, не контактирующей с ВНК, распределение остаточной воды в них не описывается единой кривой зави­симости капиллярного давления pк от насыщенности σво; ка­ждому включению соответствует своя кривая pк(σво) с началом координат в подошве локальной области. В связи с этим в зоне контакта со стороны менее проницаемой породы на­чальная водонасыщенность намного превышает значение, со­ответствующее высоте ее залегания над ВНК по кривой pк(σво) для однородного пласта данных физико-химических свойств.

В реальных условиях неоднородных нефтяных коллекто­ров остаточная вода не образует единого сплошного вала на фронте вытеснения. Чаще всего она поступает на забои скважин, имея различную степень разбавления закачиваемой водой. Лишь при больших скоростях вытеснения, когда про­исходит прорыв воды по отдельным пропласткам, или при очень устойчивом фронте вытеснения остаточная вода может образовывать скопления в виде вала перед закачиваемой во­дой.

При перемещении на фронте вытеснения остаточная вода может перетекать из более проницаемого слоя в менее про­ницаемый. Интенсивность перетоков зависит от соотношения капиллярных и гидродинамических сил.

Если в новый год на вашем листочке желания было написано Куплю квартиру в Орске ищите варианты у нас!

Желаете купить машину с пробегом в шахтах — подыщите себе достойного железного коня


Ремонт деталей антифрикционными сплавами

Антифрикционные сплавы широко используются для заливки подшипников скольжения, с целью снижения трения и уменьшения износа шеек вала. Для этих целей применяют высокооловянистый баббит, свинцовооловянистые никелевый (БН) и теллуристый (БТ) баббиты, свинцовистую бронзу и др.

Выбор материала зависит от удельных нагрузок и температуры на поверхности подшипника в процессе работы. Для баббитов допустимые удельные нагрузки не должны превышать 75 кгс/см2, рабочая температура должна быть не более 100°С. Свинцовистая бронза используется при удельных нагрузках 200–250 кгс/см2 и температуре 140–160°С.

При   эксплуатации   подшипников,   залитых   баббитом,   происходит   изнашивание залитого слоя, его выдавливание, появление трещин, выкрашивание и отслаивание вследствие усталостного разрушения под действием циклических нагрузок. Чем тоньше слой баббита, тем выше его физико-механические свойства, в том числе усталостная прочность.

Процесс ремонта подшипников перезаливкой антифрикционным сплавом состоит в подготовке подшипника к заливке, плавки баббита, заливки подшипника баббитом и механической обработки подшипника с последующим контролем.

Обезжиривание подшипников производится в растворе каустической соды при температуре 80–90°С в течение 10 мин. Затем подшипники промывают в горячей воде и сушат. Изношенный слой баббита удаляют слесарно-механической обработкой или выплавлением. Подогретый подшипник после обезжиривания и сушки погружают в тигель с расплавленными отходами баббита, а затем для удаления остатков полуды его поверхность протирают асбестовой щеткой. После очистки поверхности проверяю геометрические размеры вкладышей (высоту, наружный диаметр, параллельность плоскостей разъема и др.). Для защиты от окисления и удаления образовавшихся окислов поверхности подшипника, на которые должен быть нанесен баббит, покрывают флюсом. В качестве флюса используется насыщенный раствор хлористого цинка в воде.

Затем производят лужение или натирание поверхности подшипника припоями ПОС-30 или ПОС-40. Лужение осуществляют погружением подшипника в тигель расплавленным припоем, а натирание – стержнем из припоя; при этом поверхность предварительно нагревают до температуры плавления припоя.

После лужения подшипника рекомендуется сразу же начинать заливку баббитом чтобы не допустить окисления заливаемой поверхности. Для этого предварительно в электротиглях расплавляют баббит. Перед загрузкой баббита необходимо электротигель предварительно нагреть. Расплавленный баббит в тигле засыпают слоем сухого хлористого цинка и древесного угля, в результате чего ограничивается доступ к нему воздуха и уменьшается окисление. Слой угля, состоящий из частиц не менее 5 мм, должен иметь толщину 20–30 мм. Обычно при плавке к свежему баббиту добавляют до 35% отходов в виде литников и выплавленного баббита. Используют также баббитовую стружку, предварительно очищенную от частиц железа, смоченную раствором хлористого цинка и спрессованную после высыхания в брикеты. Температура баббита при залива должна быть 400°С – для Б-83 и 450°С – для БН и БТ.

Заливку подшипника баббитом производят в формы или центробежным способом Перед установкой детали форму очищают от остатков баббита предыдущей заливки и нагревают до температуры 120–200°С (для баббита БН и БТ). Вкладыш подшипника нагретый до 260°С, после лужения немедленно устанавливают в форму и приступают к заливке баббита. Струя баббита при заливке должна быть короткой и непрерывной. Сразу же после заливки в сердечник формы через штуцеры подается вода для быстрой охлаждения. Медленное охлаждение способствует росту кристаллов, ухудшающих механические свойства баббита.

К недостаткам заливки в формы следует отнести низкую производительность и повышенный расход баббита.

Ремонт деталей антифрикционными сплавами

Рисунок 1. Приспособление дня центробежной заливки подшипника:

1 – упорный диск; 2 и 3 – диски; 4 – пружина; 5 – кожух; 6 – штуцер для подвода воды; 7 – штуцер для отвода воды; 8 – рычаг

Более совершенной является центробежная заливка, осуществляемая и специальном приспособлении (рис. 1). Обойма с вкладышами после лужения устанавливается между дисками 1 и 2, при вращении которых баббит под действием центробежных сил равномерно распределяется по поверхности, хорошо сцепляется с полудой, уплотняется, не имеет пузырей и раковин.

После заливки подшипники растачивают и контролируют. Перед расточкой подшипник собирают с комплектом прокладок, а стяжные болты затягивают с установленным усилием. После обработки число отдельных раковин не должен превышать трех на каждой стороне подшипника, причем не допускаются раковины глубже 1 мм и размером по поверхности более 2 мм.

При ремонте вкладышей подшипников, залитых свинцовистой бронзой, кроме очистки и обезжиривания на поверхности, подвергаемой заливке, специальным инструментом создается ячеистая поверхность для лучшего удержания сплава.

 

Буферные жидкости

Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса це­ментирования. При отсутствии Читать далее

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Блок обезвоживания буровых растворов (рис. 2.12) предназначен для удаления избытка бурового раствора из циркуляции, ликвидации его после окончания бурения скважины, а также для обезвоживания слива из цен­трифуги при регенерации барита из бурового раствора.

Блок состоит из манифольда двух емкостей объемом 3 м3
каждая для приготовления растворов коагулянта и флокулянта. Емкости оснащены механическими перемешивателями с червячным редуктором и двумя насо — сами для подачи растворов в манифольд. Манифольд обвязан также с на­сосами для подачи воды и бурового раствора. Смесь бурового раствора, воды, коагулянта и флокулянта подается на осадительную шнековую цен­трифугу, где разделяется на твердую фазу и воду, пригодную после обра­ботки для использования в системе водоснабжения буровой или слива на местность.

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

11

10

2       3

Рис. 2.11. Схема блока приготовления буровых растворов и спецжидкостей БПР-2:

1 — резервуар химреагентов; 2 — механический перемешиватель; 3 — шкаф электроуправления; 4 — гидравлический смеситель; 5 — коллектор; 6 — электронасосный агрегат; 7 — шаровый диспергатор; 8 — гидравлический смеситель; 9 — основной резервуар; 10 — механический переме — шиватель; 11 — гидравлический диспергатор ДГ—2; 12 — воронка смесительная переносная

БЛОК ОБЕЗВОЖИВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Рис. 2.12. Блок обезвоживания буровых растворов:

1 водяной насос; 2 — дозировочный насос; 3 — блок хранения флокулянтов; 4 — механиче­ский перемешиватель; 5 — манифольд; 6 — кран; 7 — вентиль; 8 — манометр; 9 — расходомер; 10 — центрифуга; 11 — задвижка; 12 — шламовый насос

Блок может применяться автономно в комплекте с центрифугой или встраиваться в циркуляционную систему с использованием центрифуги, если она имеется в блоке очистки.

 МАТЕРИАЛЫ И ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

Раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими реагентами (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным.

Тампонажные растворы применяют для разобщения пластов в самых различных геолого-технических условиях: от —15 до +250 °С и от 1,5 до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0,5 м, в каналах длиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважи­ны, представленных относительно инертными в химическом отношении породами и легко растворимыми солями, прочными или рыхлыми, подвер­женными гидроразрывам и другими видам разрушений.

В таких условиях, используя цементный раствор лишь одного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства. Нужен ряд растворов, изготовляемых из разных цементов и обрабатываемых химиче­скими реагентами, при использовании различных технологических схем приготовления.

Тампонажные цементы, из которых Читать далее