Жур. Н.Г. технологии статья Ряховского стр.22
.pdf
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
Несмотря на большой градиент содержания асфальтенов с увеличением глубины, химический состав асфальтенов, судя по всему, меняется незначительно, или вовсе не меняется.
Данный результат можно проанализировать с точки зрения сил, приводящих к появлению градиентов состава. Согласно FHZ, градиенты состава появляются в результате действия силы тяжести, энтропии
ирастворимости, и в темных нефтях и подвижных тяжелых нефтях влияние силы тяжести является преобладающим. Градиенты молекулярного состава асфальтенов появились бы лишь в том случае, если сила тяжести по-разному бы действовала на разные фракции асфальтенов. Роль силы тяжести в появлении градиентов зависит от подъемной силы частиц асфальтенов – как следует из первого члена FHZ, а гравитационное разделение (сегрегация) зависит от произведения разности плотностей асфальтенов
иостальной нефти на объем частиц асфальтенов. Результаты SALDI указывают на то, что все исследованные в статье асфальтены образуют наноагрегаты
примерно одинаковой массы. Если данный результат можно было бы экстраполировать для того чтобы показать, что асфальтены также образуют кластеры примерно одинакового размера, то вряд ли можно предположить, что сила тяжести привела бы к разделению (сегрегации) асфальтенов разного состава по глубине. Эту точку зрения подтверждают результаты элементного анализа, показывающие, что асфальтены с разных глубин имеют одинаковое содержание серы (приблизительно 8 мас.%), а также результаты XANES, показывающие, что асфальтены с разных глубин содержат аналогичные соединения серы (с преобладанием тиофенов). Если, например, содержащие тиофены асфальтены преимущественно образовывали бы кластеры с разным размером частиц, в отличие от не содержащих тиофены асфальтенов, то влияние силы тяжести на образование двух разных кластеров было бы разным, и следовало бы ожидать появления в асфальтенах градиентов содержания серы и/или градиентов состава. Но никаких градиентов обнаружено не было, и это означает, что более глубокие части залежей содержат просто больше асфальтенов, чем вышезалегающие части, и асфальтены одинаковы.
Взалежах А и В соединения серы и масса наноагрегатов асфальтенов одинаковы в пределах погрешности, и содержание серы в асфальтенах отличается на величину, равную погрешности. Две залежи характеризуются одинаковой материнской породой
ипохожей историей насыщения, и ни одна из них не затронута биохимическим разложением. Поэтому следовало ожидать общего сходства нефтей, что
ибыло установлено. В обеих залежах имеют место
градиенты содержания асфальтенов, что обусловлено гравитационной сегрегацией, но в обеих залежах действие силы тяжести не приводит к появлению градиентов состава асфальтенов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Элементарная сера
Сульфид
Тиофен
Сульфоксид
Сульфон
Сульфат
Распространенность
Рис. 7. Соединения серы, полученные на основе подгонки спектров
на рис. 6. Шесть верхних асфальтенов относятся к залежи А, а два верхних асфальтена относятся к залежи В. Во всех асфальтенах содержатся практически одинаковые соединения серы, среди которых преобладают тиофены
Интенсивность сигнала
Рис. 8. Спектры, измеренные методом SALDI. Спектры асфальтенов из
залежи А (темный тон) и залежи В (светлый тон) почти одинаковы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведено исследование восьми проб нефти из трех скважин двух залежей в интервале 700 фут с целью определения в них содержания асфальтенов и молекулярного состава асфальтенов. Нефти этих залежей, в частности шесть проб нефтей из верхней залежи, отличаются большим градиентом содержания асфальтенов (от 2 до 31 мас.%), который можно смоделировать с учетом силы тяжести в соответствии с FHZ. Состав асфальтеноввнефтяхопределялиметодомэлементного анализа; методом XANES, который позволяет определять относительную распространенность серосодержащих функциональных групп; и методом SALDI, который позволяет измерять массу наноагрегатов асфальтенов. Во всех пробах нефти не было обнаружено вариаций состава, и это указывает на то, что разные компоненты асфальтенов группируются и образуют частицы одинакового размера, и они не разделяются
|
№9 • сентябрь 2013 |
19 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
врезультате действия силы тяжести. Следовательно, гравитационныеэффектыприводяткизменениюсодержания асфальтенов в пределах залежи, но не приводят к изменению состава асфальтенов в пределах залежи.
Спомощью уравнений состояния типа FHZ можно моделировать градиенты содержания асфальтенов, и в нашем исследовании было установлено, что составляющая силы тяжести в FHZ успешно моделирует градиент содержания асфальтенов. В FHZ исходят из предположения, что меняется только содержание асфальтенов, а состав асфальтенов остается постоянным по всей сообщающейся и находящейся в равновесии залежи. Приведенные в статье данные стали первой серьезной проверкой этого предположения. Мы установили, что принятое в FHZ предположение является справедливым, и что разные части сообщающейся и находящейся в равновесии залежи содержат асфальтены одинакового химического состава, но содержаниеасфальтеновразное.Такойрезультатговорит о том, что FHZ можно действительно использовать для точной интерпретации градиентов асфальтенов, даже
взалежах с весьма высокими градиентами содержания. Приэтоммыотмечаем,чтоасфальтеныимеютсложный химический состав, и приводимые в статье результаты измерений не охватывают все возможные вариации молекулярного состава асфальтенов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Andrews, A.B., Edwards, J.C., Pomerantz, A.E., Mullins, O.C., Nordlund, D., and Norinaga, K. 2011. Comparison of CoalDerived and Petroleum Asphaltenes By 13C Nuclear Magnetic Resonance, DEPT, and XRS. Energy & Fuels 25: 3068–3076.
2.Betancourt, S.S., Ventura, G.T., Pomerantz, A.E., Viloria, O., Dubost, F.X., Zuo, J., Monson, G., Bustamante, D., Purcell, J.M., Nelson, R.K., Rodgers, R.P., Reddy, C.M., Marshall, A.G., and Mullins, O.C. 2009. Nanoaggregates of Asphaltenes in a Reservoir Crude Oil and Reservoir Connectivity. Energy & Fuels
23:1178–1188.
3.Bolin, T.B. 2010. Direct Determination of Pyrite Content in Argonne Premium Coals by the Use of Sulfur X-Ray near Edge AbsorptionSpectroscopy(S-XANES).Energy&Fuels24:5479–5482.
4.Borton,A,Prinkston,D.S,Hurt,M.R,Tan,X,Azyat,K,Scherer, A, Tykwinski, R, Gray, M, Qian, K, and Kenttämaa, 2010. Molecular
Structures of Asphaltenes Based on the Dissociation Reactions of Their Ions in Mass Spectrometry. Energy & Fuels 24: 5548–5559.
5.Buenrostro-Gonzalez, E., Groenzin, H., Lira-Galeana, C., and Mullins,O.C.2001.TheOverridingChemicalPrinciplesThatDefine Asphaltenes. Energy & Fuels 15: 972–978.
Eglington, T.I., Irvine, J.E., Vairavamurthy, A., Zhuo, W., and Manowitz, B. 1994. Formation and Diagenesis of Macromolecular Organic Sulfur in Peru Margin Sediments. Organic Geochemistry
22:781–799.
6.Frank,P.,Hedman,B.,Carlson,R.M.K.,Tyson,T.A.,Roe,A.L., and Hodgson, K.O. 1987. A Large Reservoir of Sulfate and Sulfonate Resides within Plasma Cells from Ascidia Ceratodes, Revealed by X-RayAbsorption near-Edge Structure Spectroscopy. Biochemistry
26:4975–4979.
7.George, G.N., and Gorbaty, M.L. 1989. Sulfur K-Edge X-Ray Absorption Spectroscopy of Petroleum Asphaltenes and Model Compounds. Journal of the Americal Chemical Society
111:3182–3186.
8.Groenzin, H., and Mullins, O.C. 1999. Asphaltene Molecular Size a
Structure. Journal of Physical Chemistry A 103: 11237–11245.
9.Groenzin, H., and Mullins, O.C. 2000. Molecular Size and Structure of Asphaltenes from Various Sources. Energy & Fuels 14: 677–684.
10.Huffman, G.P., Mitra-Kirtley, S., Huggins, F.E., Shah, N., Vaidya,S., andLu,F.1991. QuantitativeAnalysisofAllMajorForms of Sulfur in Coal by X-Ray Absorption Fine Structure Spectroscopy. Energy & Fuels 5: 574–581.
11.Hurtado,P. Gámes,F,andMartinez-Haya,B.2010.One-and Two-Step Ultraviolet and Infrared Laser Desorption Ionization Mass Spectrometry of Asphaltenes. Energy & Fuels 24: 6067–6073.
12.Indo, K., Ratulowski, J., Dindoruk, B., Gao, J., Zuo, J., and Mullins, O.C. 2009. Asphaltene Nanoaggregates Measured in a Live Crude Oil by Centrifugation. Energy & Fuels 23: 4460–4469.
13.Kelemen, S.R., Afeworki, M., Gorbaty, M.L., Sansone, M., Kwiatek, P.J., Walters, C.C., Freund, H., Siskin, M., Bence, A.E., Curry,D.J.,Solum,M.S.,Pugmire,R.J.,Vandenbroucke,M.,Leblond, M.,andBehar,F.2007.DirectCharacterizationofKerogenbyX-Ray andSolid-State13CNuclearMagneticResonanceMethods.Energy & Fuels 21: 1548–1561.
14.Kelemen, S.R., Walters, C.C., Kwiatek, P.J., Freund, H., Afeworki,M.,Sansone,M.,Lamberti,W.A.,Pottorf,R.J.,Machel,H.G., andPeters,K.E.2010.CharacterizationofSolidBitumensOriginating from Thermal Chemical Alteration and Thermochemical Sulfate Reduction. Geochimica et Cosmochimica Acta 74: 5305–5332.
15.Lewan, M.D. 1998. Sulphur-Radical Control on Petroleum Formation Rates. Nature 391: 164–166.
16.Marshall, A.G., and Rodgers, R.P. 2004. Petroleomics: The NextGrandChallengeforChemicalAnalysis.AccountsofChemical Research 37: 53–59.
17.Marshall, A.G., and Rodgers, R.P. 2008. Petroleomics: ChemistryoftheUnderworld.ProceedingsoftheNationalAcademy of Sciences, USA 105: 18090–18095.
18.Mitra-Kirtley, S., Mullins, O.C., Ralston, C.Y., Sellis, D., and Pareis,C.1998.DeterminationofSulfurSpeciesinAsphaltene,Resin, andOilFractionsofCrudeOils.AppliedSpectroscopy52:1522–1525.
19.Mullins,O.C.2008.ThePhysicsofReservoirFluids:Discovery through Downhole Fluid Analysis. Sugar Land, TX: Schlumberger.
20.Mullins,O.C.2010.TheModifiedYenModel.Energy&Fuels
24:2179–2207.
21.Mullins, O.C., Betancourt, S.S., Cribbs, M.E., Dubost, F.X., Creek, J.L., Andrews, A.B., and Venkataramanan, L. 2007a. The Collodial Structure of Crude Oil and the Structure of Oil Reservoirs. Energy & Fuels 21: 2785–2794.
22.Mullins, O.C., Sabbah, H., Eyssautier, J., Pomerantz, A.E., Barré, L., Andrews, A.B., Ruiz-Morales, Y., Mostowfi, F., McFarlane,
R.,Goual,L.,Lepkowicz,R.,Cooper,T.,Orbulescu,J.,Leblanc,R.M., Edwards, J., and Zare, R.N. 2012a. Advances in Asphaltene Science and the Yen–Mullins Model. Energy & Fuels 26: 3986–4003.
23.Mullins, O.C., Seifert, D.J., Zuo, J.Y., and Zeybek, M. 2012b. Clusters of Asphaltene Nanoaggregates Observed in Oilfield Reservoirs. Energy & Fuels.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
20 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
24.Mullins, O.C., Seifert, D.J., Zuo, J.Y., Zeybek, M., Zhang, D., and Pomerantz, A.E., 2012c. Asphaltene Gradients and Tar Mat Formation in Oil Reservoirs. In: World Heavy Oil Conference, Aberdeen, Scotland.
25.Mullins, O.C., Sheu, E.Y., Hammami, A., and Marshall, A.G. 2007b. Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics. New York: Springer.
Peng, D.– Y., and Robinson, D.B. 1976. Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals 15: 59–64.
26.Peters, K.E., Walters, C.C., and Moldowan, J.M. 2005. The Biomarker Guide, 2nd edition Cambridge: Cambridge University Press.
27.Pfeiffer, T., Reza, Z., Schechter, D.S., McCain, W.D., and Mullins, O.C., 2011. Determination of Fluid Composition Equilibrium under Consideration of Asphaltenes – a Substantially Superior Way to Assess Reservoir Connectivity Than Formation Pressure Surveys. In: SPE 145609.
28.Pickering, I.J., George, G.N., Yu, E.Y., Brune, D.C., Tuschak, C., Overmann, J., Beatty, J.T., and Prince, R.C. 2001. Analysis of Sulfur Biochemistry of Sulfur Bacteria Using X-Ray Absorption Spectroscopy. Biochemistry 40: 8138–8145.
29.Pinkston, S, Duan, P, Gallardo, A, Habicht, S, Tan, X, Qian, K, Gray, M, Müllen, K, and Kenttämaa, 2009. Analysis
of Asphaltenes and Asphaltene Model Compounds by LaserInduced Acoustic Desorption/Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass Spectrometry. Energy & Fuels 23: 5564–5570.
30.Pomerantz, A.E., Bake, K.D., Craddock, P.R., Kurzenhauser, K.W., Kodalen, B.G., Mitra-Kirtley, S., and Bolin, T. 2013. Sulfur SpeciationinKerogenandBitumenfromGasandOilShales.submitted.
31.Pomerantz, A.E., Cañas, J.A., Peters, K.E., Mullins, O.C., Koerner, K., Auman, J., and Curry, D., 2010a. Assessing Reservoir Connectivity through Biomarker and Bulk Compositional Gradient Analysis. In: SPE 135341.
32.Pomerantz, A.E., Hammond, M.R., Morrow, A.L., Mullins, O.C., and Zare, R.N. 2008. Two-Step Laser Mass Spectrometry of Asphaltenes. Journal of the Americal Chemical Society 130: 7216–7217.
33.Pomerantz, A.E., Hammond, M.R., Morrow, A.L., Mullins, O.C., and Zare, R.N. 2009. Asphaltene Molecular-Mass Distribution Determined by Two-Step Laser Mass Spectrometry. Energy & Fuels 23: 1162–1168.
R.N. 2010. Comparing Laser Desorption/Laser Ionization Mass Spectra of Asphaltenes and Model Compounds. Energy & Fuels
24:3589–3594.
38.Sabbah, H., Morrow, A.L., Pomerantz, A.E., and Zare, R.N. 2011. Evidence for Island Structures as the Dominant Architecture
of Asphaltenes. Energy & Fuels 25: 1597–1604.
Sabbah, H., Pomerantz, A.E., Wagner, M., Müllen, K., and Zare, R.N. 2012. Laser Desorption Single-Photon Ionization of Asphaltenes: Mass Range, Compound Sensitivity, and Matrix Effects. Energy & Fuels 26: 3521–3526.
39.Sarret, G., Conna, J., Kasrai, M., Bancroft, G.M., Charrié-
Duhaut, A., Lemoine, S., Adam, P., Albrecht, P., and Eybert- Bérard, L. 1999. Chemical Forms of Sulfur in Geological and
Archeological Asphaltenes from Middle East, France, and Spain Determined by Sulfur K- and L-Edge X-Ray Absorption nearEdge Structure Spectroscopy. Geochimica et Cosmochimica Act 63: 3767–3779.
40.Schouten, S., Sinninghe Damsté, J.S., and de Leeuw, J.W. 1995. The Occurrence and Distribution of Low-Molecular- Weight Sulphoxides in Polar Fractions of Sediment Extracts and Petroleum. Organic Geochemistry 2: 129–138.
41.Seifert, D.J., Qureshi, A., Zeybek, M., Pomerantz, A.E., Zuo, J.Y., and Mullins, O.C., 2012a. Heavy Oil and Tar Mat Characterization within a Single Oil Column Utilizing Novel Asphaltene Science. In: SPE 163291.
42.Seifert, D.J., Zeybek, M., Dong, C., Zuo, J.Y., and Mullins, O.C., 2012b. Black Oil, Heavy Oil and Tar in One Oil Column Understood by Simple Asphaltene Nanoscience. In: SPE 161144.
43.Spiro, C.L., Wong, J., Lytle, F.W., Greegor, R.B., Maylotte, D.H., and Lamson, S.H. 1984. X-Ray Absorption Spectroscopic Investigation of Sulfur Sites in Coal: Organic Sulfur Indentification. Science 226: 48–50.
44.Waldo, G.S., Carlson, R.M.K., Moldowan, J.M., Peters, K.E., and Penner-Hahn, J.E. 1991. Sulfur Speciation in Heavy Petroleums: Information from X-Ray Absorption near-Edge Structure. Geochimica et Cosmochimica Act 55: 801–814.
45.Waldo, G.S., Mullins, O.C., Penner-Hahn, J.E., and Cramer, S.P. 1992. Determination of the Chemical Environment of Sulphur in Petroleum Asphaltenes by X-Ray Absorption Spectroscopy. Fuel 71: 53–57.
ñ46. Wilhelms, A., and Larter, S.R. 2004. Shaken but Not
34.Pomerantz, A.E., Ventura, G.T., McKenna, A.M., Ca as,
J., Auman, J., Koerner, K., Curry, D., Nelson, R.K., Reddy, C.M., Rodgers, R.P., Marshall, A.G., Peters, K.E., and Mullins, O.C. 2010b. Combining Biomarker and Bulk Compositional Gradient Analysis to Assess Reservoir Connectivity. Organic Geochemistry
41:812–821.
35.Prietzel, J., Botzaki, A., Tyufekchieva, N., Brettholle, M., Thieme, J., and Klysubun, W. 2011. Sulfur Speciation in Soil by S K-Edge XANES Spectroscopy: Comparison of Spectral Deconvolution and Linear Combination Fitting. Environmental Science and Technology 45: 2878–2886.
36.Qian, K., Edwards, K.E., Siskin, M., Olmstead, W.N., Mennito, A.S., Dechert, G.J., and Hoosain, N.E. 2007. Desorption and Ionization of Heavy Petroleum Molecules and Measurements ofMolecularWeightDistributions.Energy&Fuels21:1042–1047.
37.Sabbah, H., Morrow, A.L., Pomerantz, A.E., Mullins, O.C., Tan, X., Gray, M.R., Azyat, K., Tykwinski, R.R., and Zare,
Always Stirred. Impact of Petroleum Charge Mixing on Reservoir Geochemistry. In: Understanding Petroleum Reservois: Towards an Integrated Reservoir Engineering and Geochemical Approach. Ed. by J. M. Cubitt, W. A. England, S. R. Larter. 27–35 pp. London: Geological Society.
47.Wiltfong,R.,Mitra-Kirtley,S.,Mullins,O.C.,Andrews,A.B., Fujisawa, G., and Larsen, J.W. 2005. Sulfur Speciation in Different Kerogen by XANES Spectroscopy. Energy Fuels 19: 1971–1976.
48.Wu, Q., Pomerantz, A.E., Mullins, O.C., and Zare, R.N. 2013. Minimization of Fragmentation and Aggregation by Laser Desorption Laser Ionization Mass Spectrometry Energy & Fuels: in press.
49.Zuo, J.Y., Mullins, O.C., Freed, D., Elshahawi, H., Dong, C., and Seifert, D.J. 2012. Advances in the Flory–Huggins– Zuo Equation of State for Asphaltene Gradients and Formation Evaluation. Energy & Fuels: in press.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
21 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
МОНИТОРИНГ СКВАЖИНЫ1
Ряховский А., ведущий специалист супервайзинга строительства скважин ЗАО «Ванкорнефть»
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ И АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕХНОЛОГИИ
Длярабочихскважинразногоназначенияиконструкциисосверхнизкойприемистостьюмежколонных пространств <0,0083м3/(ч·МПа) или менее 2 м3/сут при 10 МПа. Применяется сразу после окончания строительства скважины и в течение всего времени работы скважины до ее ликвидации.
Появление межколонных давлений (МКД) на устьевом оборудовании свидетельствует о наличии каналов перетока флюидов в межколонных пространствах, резьбовых соединениях колонн или в устьевом оборудовании, что недопустимо в скважи- нахлюбогоназначения.ВПБ08-624-03этискважины считаются технически неисправными, что требует принятия мер по устранению МКД, а в случае невозможности — ликвидации скважины.
Скважины относятся к сложным техническим сооружениям и с развитием новых технологий их строительства они становятся все более и более дорогими. В мировой практике эксплуатации скважин отсутствует эффективная система контроля состояния степени герметичности обсадных колонн, их резьбовыхсоединений,отсутствуетсистемаконтроля герметичности устьевых уплотнителей колонн и нет технологиипостоянногоподдержаниягерметичности скважинного оборудования и межколонной среды. В этой статье изложена идея и предложен способ, с помощью которого при низких затратах по сравнению со стоимостью скважины, можно осуществить этот контроль, постоянно поддерживая и контролируя герметичность скважинного оборудования и межколонной среды, что существенно должно увеличить срок службы скважин, сократить трудовые и материальные затраты на их ремонт и контролировать экологическую безопасность скважины.
В этой технологии предупреждение МКД и контроль герметичности обсадных колонн и межколонной среды реализуется постоянным воздействием давления на межколонные пространства скважины (МКП), постоянного нагнетания в МКП до заданного давления специальной герметизирующей жидкости, которая закупоривает миграционные каналы в МКП, герметезирует микрозазоры резьбовых соединенийколонн.Фиксируярасходомеромвеличину приемистости МКП, можно получить информацию
о состоянии герметичности скважины. Независимо от того есть или нет в наличии МКД в эксплуатируемой скважине, это профилактическое воздействие давлением на МКП в комплексе с электронной системой контроля герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн дает возможность постояннопрослеживатьгерметичность,«здоровье» скважины, предупреждая межколонные давления
впроцессе эксплуатации скважины, обеспечивая технико-технологическую и экологическую безопасность функционирования скважин.
Принцип этой технологии исходит из анализа причин появления МКД в устьевом оборудовании скважин.
Причины появления МКД можно разделить на три составляющие:
негерметичность резьбовых соединений колонны;
негерметичность устьевых уплотнителей обсадных колонн;
негерметичность неоднородной среды МКП, по которой мигрируют вверх пластовые флюиды (в основном метан, как самый проницаемый газ) по образованным микроканалам под воздействием возникших физико-химических процессов и сил из-за нарушения природного равновесия и баланса
втолще пород при строительстве скважины. Негерметичность резьбовых соединений обсад-
ных колонн обусловлена качеством спущенной обсадной колонны, совершенством конфигурации ее присоединительнойрезьбы,качествомпроизводства работ по спуску колонн. При эксплуатации скважины обсадные колонны подвергаются механическим, термическим и физико-химическим воздействиям.
Врезультате этих воздействий происходит микродвижение обсадных колонн, как по длине, так и в диаметре [4], а при постоянном вибрационном поле, возникающем при движении газожидкостного потока к устью, происходит микрострагивание поверхностей присоединительных резьб. Эти факторы, усиленные физико-химическим воздействием среды, способствуют частичной разгерметизации резьбовых соединений обсадных колонн.
В70-х годах в СССР были проведены исследования и испытания образцов различных типов разъемных соединений в целях предотвращения утечек
1 |
Технология предупреждения МКД в скважинах. Контроль герметичности устьевых уплотнителей обсадных колонн. |
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
22 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
в топливной системе ракет с жидкостными ракет- |
уплотнителейифланцевыхсоединенийнагнетанием |
ными двигателями (ЖРД) шахтного исполнения [5; |
опрессовочного агента в опрессовочные клапана |
6]. Проблема стояла очень остро и грозила потерей |
устьевого оборудования при эксплуатации скважин. |
оперативной боеспособности ракетных войск, так |
В основном пропуски по устьевым уплотнителям на- |
как неизбежно появлялись утечки топлива в ракетах |
чинаются по истечении некоторого времени, после |
с ЖРД в стартовом состоянии. Массированные на- |
различного воздействия на устьевое оборудование |
учные исследования и испытания показали, что дли- |
(термобарического,вибрационного,механического). |
тельная герметичность таких соединений не может |
Основная причина разгерметизации уплотнителей |
быть обеспечена в принципе в силу возникновения |
колонн отечественного устьевого оборудования с |
ослабления напряжений в уплотнениях и стяжных |
резиновыми уплотнителями заключается в возни- |
элементах любых разъемных соединений и из таких |
кающих микрозазорах между резиной уплотнителя |
соединенийпоявляютсятечипродуктов.Кардиналь- |
и поверхностью колонны в процессе эксплуатации |
ным решением проблемы в ракетостроении был |
скважины. Эти микрозазоры работают как редук- |
предельный отказ от разъемных соединений, при |
ционный клапан, пропуская метан при достижении |
монтаже двигателя и его топливной системы, были |
определенного давления. Так при Р=10 МПа в эксп- |
использованы только неразъемные соединения – |
луатационной колонне диаметром 178 мм, пропуски |
сварка и пайка, ампулизация компонентов топлива. |
могут начаться с Р=8 МПа и в МКП 178·245мм (МКД |
Вывод из этих исследований можно применить и к |
тогда составит 2 МПа). Эта версия основана на опыте |
резьбовымсоединениямобсадныхколонн–пропус- |
восстановлениягерметичностиуплотнений178-мил- |
ки по резьбовым соединениям колонн неизбежны и |
лиметровой колонны на разведочной скважине 1 |
возникают по причине закономерного ослабления |
Ичемминской и на проверке герметичности уплот- |
напряжения в резьбах, созданного приложением |
нений 178-миллиметровой колонны на некоторых |
силы к резьбе – моментом свинчивания в 7÷13кН·м |
эксплуатационных скважинах с МКД Ванкорского |
и это ослабление ускоряется микроподвижками |
месторождения. Проверка производилась кратко- |
поверхностей резьбы (микрострагиваниями) воз- |
временным открытием опрессовочного клапана |
никающееиз-затермобарическогоивибрационного |
(Нефтепроммаш) или стравочного болта (Корвет) |
воздействия на обсадную колонну при ее эксплу- |
в нижнем фланце крестовин ФА. Эта операция по- |
атации. Выходом из этого положения может стать |
казаланаличиегазамеждуустьевымиуплотнениями |
только постоянная герметизация резьбовых соеди- |
178-миллиметровой колонны, что свидетельствует о |
нений уникальным по своим свойствам природным |
наличии их частичной негерметичности. Причина |
хризотиловым волокном, который постоянно под |
разгерметизации уплотнителей 178-миллиметровой |
давлением доставляется жидкой средой по микро- |
колонныстечениемвремениприэксплуатациисква- |
каналам МКП к микрозазорам резьб. |
жинывозникаетиз-занекачественногопроизводства |
Негерметичность устьевых уплотнителей обсад- |
работпопосадкеколоннынаклиньевойтрубодержа- |
ных колонн с резиновыми элементами в отечествен- |
тельвследствиедефектавконструкцииКГосновных |
ном устьевом оборудовании возникает по истече- |
заводов–производителей, выпускающих устьевое |
нии некоторого времени и может быть объяснена |
оборудование с резиновыми уплотнителями колонн. |
следующей версией. При обследовании скважины |
Конструктивный дефект заключается в том, что рас- |
на предмет появления на ней МКД в первую оче- |
точки (конусная и цилиндрическая) под клиновую |
редь должна исследоваться герметичность устьевых |
подвеску (трубодержатель) и цилиндрическая рас- |
уплотнителей эксплуатационной колонны, иначе |
точка под устьевой уплотнитель колонны исполнены |
говоря,банальноепоступлениескважинногофлюида |
в КГ без достаточной дистанции между ними. Такое |
(самого проницаемого – метана) в МКП из эксплу- |
расположениерасточеквкорпусахКГбездистанции |
атационной колонны через устьевые уплотнители. |
между ними требует идеальной центровки колонны |
На многих разрабатываемых месторождениях, |
и идеальной чистоты поверхностей клиньев и КГ, |
на скважинах с МКД не предусматривается вто- |
что в принципе невозможно. Идеальной центров- |
ричная опрессовка устьевых уплотнителей экс- |
ки якобы идеально-круглой колонны относительно |
плуатационных колонн, подразумевается их и без |
корпуса КГ практически добиться невозможно, тем |
того абсолютная и безоговорочная герметичность. |
более, если операция подвески колонны произво- |
Заводами-изготовителями вместе с устьевым обо- |
дится после ОЗЦ и цементный раствор поднят до |
рудованием не поставляются соответствующие на- |
устья, когда децентровка колонны зафиксирована |
гнетатели с манометрами для опрессовки устьевых |
затвердевшим цементом. |
уплотнителей и фланцевых соединений устьево- |
Вследствие этого при установке клиньев в кор- |
го оборудования на соответствующее давление. |
пус КГ они часто встают выше своего посадочного |
В истории устьевого оборудования, его монтажа и |
места и своей верхней поверхностью входят в зону |
эксплуатации когда-то произошел сбой и утрачена |
расточки в КГ для устьевого уплотнителя колонны. |
необходимость вторичной опрессовки устьевых |
Врезультатепослепосадкиколоннысрасчетнойраз- |
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
23 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
грузкойнаклинья,устанавливаемоеопорноекольцо |
ваемого столбом цементного раствора начинается |
устьевого уплотнителя ложится не на торец цилинд- |
уже при его начале загустевания и затвердевании |
рической расточки, предназначенный для него, а на |
через 1–8 ч. Градиент гидростатического давления |
верхнюю поверхность клиньев трубодержателя и |
уменьшается до давления, создаваемого жидкостью |
как следствие происходит превышенное обжатие |
затворения цемента и это доказано исследованиями. |
резиновых элементов уплотнителей при протяжке |
С.И.Райкевич в статье «Межколонные давления и |
фланцев колонных головок или крестовины ФА. |
заколонные движения флюидов в скважинах» пи- |
В зависимости от степени вхождения клиньев в зону |
шет, что «…исследования, проведенные в Техасском |
уплотнителя резиновые элементы уплотнителей на- |
университете совместно с компанией Exxon и позд- |
давливаются и деформируются своими нажимным |
нее проанализированные в работе, показали, что в |
и опорными металлическими кольцами по-разному |
затрубном пространстве сразу после цементирова- |
(случается, что с течением времени эти элементы |
ния гидростатическое давление столба цементного |
практически отвердевают и теряют свои упругие |
раствора снижается в процессе его гидратации и |
свойства). |
объемной усадки». |
При эксплуатации скважины по причине термо- |
ТакжепричинойпоявленияМКДявляетсяэффект |
барического воздействия и вибрационного поля на |
растрескивания и разрушения цементного камня в |
колонну, клинья со временем самопросаживаются к |
кольцевом пространстве колонн во время опрессо- |
своему конусному месту проточки. Вследствие про- |
вок очередной зацементированной колонны. При |
садкиклиньев,давлениеназатвердевшиерезиновые |
опрессовках колонн водой без азотной «подушки» |
уплотнители колонны уменьшается, пока опорное |
весь объем жидкости закачиваемый в колонну до |
кольцо уплотнителя не встанет на свой торец цилин- |
величины опрессовочного давления смело можно |
дрической расточки в КГ. Упругие свойства резины |
приравнять к объему «раздутия» колонны, что в той |
нелинейныиносятрезковыраженныйрелаксацион- |
илиинойстепениразрушаетзаколонныйцементный |
ный характер при больших величинах нагружения |
камень. В результате неоднократных опрессовок |
и времени. В данном случае изменения материала |
колонн в цементном кольце образуются микротре- |
резины (пакера), происходящие под действием дав- |
щины по которым мигрирует вверх метан всегда |
ления во времени, являются необратимыми, про- |
находящийся в стартовом состоянии и уже частично |
ще говоря, спрессованная резина уплотнителя не |
проникший в цементный камень во время ОЗЦ. |
восстанавливает свою форму при уменьшении или |
|
прекращении на нее давления из-за потери своей |
О технологии нагнетания постоянного давления в |
первоначальной упругости. В результате скважин- |
МКП, как технического решения предупреждения |
ный флюид проникает через микрозазоры между |
и ликвидации МКД в скважинах |
металлом и резиной в МКП, пропуская газ; в этом |
Из описания причин появления МКД следует |
случае уплотнители работают как редукционный |
вывод, что его возникновение происходит практи- |
клапан. Вследствие этих факторов конструкция КГ с |
чески всегда в обязательном порядке по всем трем |
резиновымиуплотнителяминенадежнаинуждается |
составляющим. Эксплуатация скважины предус- |
в периодической герметизации этих уплотнителей |
матривает нулевое давление в МКП скважин, тем |
эффективным пластификатором. |
самым предопределяет установку на поддержание |
Негерметичность неоднородной среды МКП. |
депрессии на вскрытые флюидосодержащие плас- |
Основной причиной появления МКД специалисты |
ты и способствует их проявлению. Предлагаемая |
связывают именно с межколонным пространством |
технология искусственно создает репрессию на эти |
[1, 2, 3], проникновением в МКП во время ОЗЦ под- |
пласты, поддерживая постоянное давление в МКП, |
вижной легкопроникающей фракции пластового |
которое компенсирует недостаток гидростатики |
флюида (в основном метана) по причине образовав- |
среды в МКП, одновременно доставляя гермети- |
шейся депрессии на пласты, содержащие этот газ. |
зирующий агент к дефектам межколонной крепи и |
«В настоящее время большинство склоняется к |
негерметичным резьбам, постоянно закупоривая и |
тому, что силой, побуждающей пластовый флюид к |
изолируя вновь и вновь образующиеся микрозазо- |
движениювзаколонноепространствовпериодОЗЦ, |
ры в резьбовых соединениях колонн. Все разрабо- |
является градиент давления, действующий по на- |
танные технологии ремонтно-изоляционных работ |
правлениюизпластавскважину,которыйвозникает |
по ликвидации МКД рассчитаны на определенную |
вследствие снижения с течением времени давления |
приемистость МКП (м3/(ч·МПа). Согласно рекомен- |
тампонажного раствора», — считает Ю.Г. Жадан. |
дациям различных НИИ и НИПИнефть, нижний |
В процессе ОЗЦ газ из продуктивного пласта может |
предел приемистости при пробном нагнетании воды |
начать мигрировать по не полностью сформиро- |
в зону дефекта скважины стоит в пределах 0,6– |
ванному цементному кольцу, образуя капиллярные |
1,4 м3/(ч·МПа) – это 14,4–33,6 м3/сут при 1 МПа |
каналы к проницаемым пластам и вверх по МКП. |
или 144–336 м3/сут при 10 МПа. И это минимальная |
Уменьшение гидростатического давления, созда- |
приемистость, при которой сервисные компании |
|
|
|
НЕФТЕГАЗОВЫЕ |
24 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
ТЕХНОЛОГИИ |
рискуютпроизводитьРИРполикви- |
|
|
дации МКД. Эти технологии можно |
|
|
назвать аварийными и они приме- |
|
|
няются в экстремальных случаях, |
|
|
когда дефекты скважины запущены |
|
|
и требуется остановка и глушение |
|
|
скважины, притом, что успех дости- |
|
|
гается в 50–60 % случаев. |
|
|
Данная технология предусмат- |
|
|
ривает постоянное воздействие |
|
|
давлением на МКП скважины, для |
|
|
предупреждения МКД при мини- |
|
|
мальных значениях приемистости |
|
|
МКП, измеряемых падением дав- |
|
|
ления. Технология реализуется на |
|
|
работающей скважине, для поддер- |
Рис. 1. Дополнительный фланец компании Cameron типа MW с двойным уплотнением: |
|
жания ее эффективного функци- |
1) заглушки горизонтальных боковых каналов, выходящих на Р-уплотнения для закачки фирменного |
|
онирования в течение многих лет |
асбестового герметика, оснащенных обратным клапаном (6) и подающим винтом (8); 2) заглушка |
|
эксплуатации, изолируя только на- |
горизонтального канала для опрессовки Р-уплотнений; 3) заглушка Г-образного канала, выходящего на |
|
чинающие развиваться дефекты |
нижнюю поверхность фланца для опрессовки гидравлическим маслом полости, ограниченной нижним |
|
Р-уплотнением, первичным уплотнением в клиньевой подвеске колонны и тороидальной межфланцевой |
||
резьбовых соединений и крепи в |
прокладкой; 4) опрессовочный клапан; 5) Р-уплотнение, кольцевая манжета — камера армированная |
|
МКП скважины. |
металлической сеткой, обжимает колонну при заполнении герметиком; 6) обратный клапан, держащий |
|
Технология основана на посто- |
давление нагнетания фирменного асбестового герметика в Р-уплотнение; 7) фирменный асбестовый |
|
янной автоматической подаче в |
герметик; 8) подающий винт для нагнетания герметика в камеру Р-уплотнения через клапан. |
|
межколонные пространства сква- |
|
|
жины с минимальной приеми- |
|
|
стостью герметизирующей композиции с заданным |
величины проницаемости МКП и равномерного его |
|
давлением с начала и на протяжении всего срока |
распределения на значительную глубину по микро- |
|
ее эксплуатации. Подача жидкой композиции под |
каналам большой протяженности до пропускающих |
|
постоянным давлением планируется производить |
резьбовых соединений обсадных колон и флюи- |
|
автоматическим нагнетателем с целью компенсации |
досодержащих пластов. Величина концентрации |
|
низкого гидростатического давления среды в МКП |
ксантановой смолы определяется из условия обра- |
|
и постоянной доставки закупоривающего агента до |
зования структуры композиции, достаточной для |
|
флюидопроявляющих источников и пропускающих |
поддержания хризотиловых волокон во взвешенном |
|
резьбовых соединений колонн по капиллярным ка- |
состоянии и препятствующей их седиментации. |
|
налам МКП. |
|
Непрерывная автоматическая подкачка компози- |
Величина давления подачи композиции в МКП |
цииосуществляетсядвухцилиндровымнагнетателем |
|
определятся из условий: |
|
возвратно-поступательного действия, работающего |
не более 80 % давления гидроразрыва наиболее |
в противофазе на гидроприводе от аксиально-порш- |
|
слабого пласта; |
|
невого насоса ГУП-14. |
неболее80%давлениясмятияэксплуатационной |
В процессе применения этой технологии пред- |
|
колонны, с учетом коэффициента ее износа; |
усматривается контроль герметичности устьевых |
|
не более 80 % давления опрессовки наружной |
уплотнителей обсадных колонн электронным датчи- |
|
колонны, с учетом коэффициента износа этой ко- |
ком давления устанавливаемого совместно с опрес- |
|
лонны. |
|
совочнымклапаномустьевогооборудования.Вцелях |
Постоянно нагнетаемая композиция состоит из |
оценки состояния МКП скважины с точки зрения |
|
незамерзающегораствораформиатакалияструктуи- |
приемистости, предусмотрено устанавливать на на- |
|
рованного ксантановой смолой с герметизирующим |
гнетательной линии в МКП электронный датчик |
|
компонентом—природнымхризотиловымволокном |
давления и расходомер. Показания давления и рас- |
|
соразмерным микроканалам и микрозазорам как в |
хода в нагнетательной линии в МКП и давления в |
|
МКП, так и в резьбовых соединениях обсадных ко- |
опрессовочных полостях устьевых уплотнителей |
|
лон.Величинаплотностиэтогорастворарегулируется |
обсадных колон постоянно фиксируются электрон- |
|
концентрацией формиата калия и определяется из |
нойсистемой,котораясигнализируетобаномальных |
|
условия исключения риска разрыва устья при самых |
изменениях показаний датчиков. Это позволяет по- |
|
низких температурах. |
|
стоянно контролировать герметичность устьевых |
Величина концентрации хризотиловых волокон |
уплотнителей обсадных колонн и доставку закупо- |
|
в растворе формиата калия определяется из условия |
ривающего агента по МКП, анализировать состоя- |
|
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
25 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
|||||
|
|
|
|
|
|
метика на протяжении всего срока |
|
|
|
|
Электронный датчик давления |
эксплуатации скважины (см. рис. 1) |
|
|
Заглушка |
|
|
|||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Аналогичныйконтрольгерметич- |
|
|
|
|
|
|
ностиустьевыхуплотнителейпроиз- |
|
|
|
|
|
|
водится с устьевым оборудованием |
|
|
|
|
|
|
Воронежского механического заво- |
|
|
|
|
|
|
да (ВМЗ) с неопреновыми манже- |
|
|
|
|
|
|
тами. |
|
|
|
|
|
|
Планируется, что электронная |
|
|
|
|
|
|
система при появлении давления в |
|
|
|
|
|
|
опрессовочной полости устьевых |
|
|
|
|
|
уплотнителей обсадных колонн (что |
|
|
|
|
Опрессовочный клапан |
|||
|
|
|
|
|
|
свидетельствует об их негерметич- |
|
|
|
|
|
|
ности)сигнализируетобэтомопера- |
Рис. 2. Блок-тройник для контроля герметичности первичных и вторичных уплотнений устьевого тору добычи; в этом случае должно
оборудования с манжетными уплотнителями |
приниматьсярешениеовыполнении |
|
операции по их герметизации без |
ние промыслового оборудования скважины, оценки |
остановки скважины. Для устьевого оборудования |
степени его герметичности. На кустовой площадке |
с резиновыми уплотнителями обсадных колонн (Не- |
один насосный блок подачи герметезирующей ком- |
фтепроммаш) применяется способ их герметизации |
позицииможетобвязыватьсянагнетательнойлинией |
путем нагнетания в клапана с горизонтальными ка- |
со всеми скважинами, независимо от их назначе- |
налами на нижних фланцах КГ или крестовины ФА |
ния и конструкции. На каждое МКП, определенной |
и в опрессовочную полость устьевых уплотнителей |
скважины устанавливается редукционный клапан, |
обсадных колонн специального герметизирующего |
регулирующий заданное расчетное давление подачи |
пластификаторанаосновеАрматоласгерметизирую- |
композиции именно для этого МКП. |
щимагентом—природнымхризотиловымволокном. |
Контроль герметичности устьевых уплотнений |
Для оборудования «Корвет» (Станкомаш), нагнета- |
ние пластификатора производят непосредственно |
|
колонн в устьевом оборудовании с манжетными |
через опресовочный клапан с каналом, выходящим |
уплотнителями |
на поверхность нижнего фланца КГ или нижнего |
Контроль герметичности манжетных уплотните- |
фланца крестовины ФА – в полость между устье- |
лей обсадных колонн, например в дополнительном |
выми уплотнителями колонн. Консистенция пласти- |
фланце компании Cameron (рис. 1), производится |
фикатора определяется из условия интенсивности |
электронным датчиком давления, установленного в |
роста давления в опрессовочной полости устьевых |
блок-тройнике (рис.2), совместно с опрессовочным |
уплотнителей обсадных колонн. Давление нагнета- |
клапаном и заглушкой. Блок-тройник устанавлива- |
ния арматольного пластификатора определяется из |
ется (вворачивается) в горизонтальный канал для |
условия не более 80 % давления смятия срезанной |
испытания герметичности Р-уплотнений, и в канал к |
трубы колонны и не более давления опрессовки экс- |
полости,ограниченнойтремяэлементами–нижним |
плуатационной колонны с учетом коэффициента |
Р-уплотнением,первичнымрезиновымуплотнителем |
ее износа. |
клиньевой подвески и межфланцевой прокладкой. |
В технологии искусственного поддержания |
Установка двух блоков с датчиком давления позволя- |
давления в МКП скважин могут использоваться |
ет контролировать как первичные, так и вторичные |
герметизирующие композиции разных систем. |
уплотнения устьевого оборудования с манжетными |
Система без твердой фазы на основе формиата |
уплотнителями. |
калия (ρ=1670 кг/м3) и система с пониженным со- |
При появлении давления в полости ограничен- |
держанием кислотонерастворимой твердой фазы |
ной Р-уплотнениями, что сигнализирует о негер- |
(ρ=2500 кг/м3) с баритом, барито-магнетитовым |
метичности уплотнений, производится операция |
утяжелителем «Магбар», сидеритом (карбонат желе- |
восстановления герметичности Р-уплотнений без |
за), гематитом. Эти герметизирующие композиции |
остановки скважины. Отворачивают заглушку (1) |
разных систем с хризотиловым волокном обладают |
горизонтальных боковых каналов, выходящих на |
способностью закупоривать флюидопроводящие |
Р-уплотненияивинт(8).Вотверстиевводятстержень |
каналы и зазоры в резьбовых соединениях обсадных |
фирменного асбестового герметика (7) и затяжкой |
колонн, сохраняя при этом свои технологические |
винта подают герметик на Р-уплотнение (5), которое |
свойства на весь срок их нахождения в месте нару- |
под действием дополнительного поступления гер- |
шения герметичности. Немаловажным преимущест- |
метика под давлением обжимает трубу. Обратный |
вом формиатовпереднеорганическимисолями(бро- |
клапан (6) должен держать давление нагнетания гер- |
мидами и хлоридами) является их экологическая |
|
|
|
НЕФТЕГАЗОВЫЕ |
26 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
безопасность,поэтомунеобходимоотметить,чтопри использовании формиатов не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, таккак их использование не оказывает экологически опасного влияния на окружающую среду.
Вслучаенеизбежностиобразованиякапиллярных каналов в МКП, поступления газового флюида по этим каналам в МКП скважин, пропусках резьбовых соединений колонн и микроприемистости МКП, данная, пока теоретическая технология является профилактической, предупредительной мерой для поддержания скважины в исправном и работоспособном состоянии.
Характеристика и свойства составляющих композиции для нагнетания в МКП скважин
Формиат калия (potassium formate) – калиевая соль муравьиной кислоты (КНСО2, молярная масса=84,12 г/моль) в чистом виде представляет собой белый порошок плотностью 1,91 г/см3, полностью органический продукт, который производится из муравьиной кислоты и гидроокиси калия. Реагент на основе формиата калия экологически безопасен, имеет низкую коррозионную активность. Растворы формиата калия являются основными компонентами для создания высокоэффективных буровых растворов. Из основных преимуществ использования формиата калия следует выделить контроль вязкости без использования твердой фазы, низкий уровень коррозии и температуры кристаллизации. Полностью совместим с грунтовыми водами и, тем самым безопасен для окружающей среды. Дополнительными преимуществами растворов на основе формиата калия являются высокая растворимость в воде, широкий спектр контроля над плотностью жидкости без твердой фазы.
Ксантановая смола («ГАММАКСАН», «Duovis» «BARAZAN») представляет собой порошкообразный диспергирующийбиополимер,сложныйполисахарид с высокой молекулярной массой. Ксантановая смола предназначена для образования суспензии закупоривающих агентов и утяжелителей. Основное назначение реагента заключается в обеспечении высоких реологических свойств раствора (ПВ, ДНС, СНС), удерживающей способности. Реагент эффективен приприменениисовсемитипамибуровыхрастворов на водной основе, включая утяжеленные, соленые и соленасыщенные растворы, различные жидкости заканчивания. Добавляется в концентрации 0,3– 5,7 кг/м3 (0,1–2 фунт/брл).
Хризотиловое волокно или «горный лен» (продукт образования горных пород) и является природной разновидностью гидросиликатов, волокнистых минералов (серпентинов), легко расщепляется на
тонкие прочные волокна, которые представляют собой кристаллы рулонной или трубчатой структуры, образовавшихся из ультраосновных изверженных пород под действием гидротермальных вод, состав которого соответствует формуле Mg6[Si2O5](OH)8 или 3MgO.2SiO2.2H2O. Длинные эластичные и изогнутые волокна хризотила обычно сплетены в пучки с пушистыми концами. Такие пучки соединены водородными связями или каким-нибудь твердым веществом не входящим в состав волокна. Длина хризотиловых волокон, встречающихся в природе, колеблется от 1 до 20 мм, диаметром 10–30 нм2. На растровом электронном микроскопе CamScan S4 было проведено [7] исследование хризотиловых нанотрубок. Результат исследования показал наличие тонких наноразмерных стержней (нанотрубок). Волокна хризотила (нанотрубки), в отличие от углеродных, жестче и лежат в природном материале с четким преимущественным направлением, в результате образования двух решеток MgO и SiO2. Вследствие различия упругих констант слойка скручивается в трубку определенного диаметра и никаких дефектов в полученной трубке не образуется.
Уникальностьсвойствхризотиловоговолокнаобъясняется, прежде всего, его размерами, так как при уменьшении размера частиц до 100–10 нм и менее, свойстваматериалов(механические,каталитические, адсорбционные, тепловые) существенно меняются. Уникальность этого материала также в полном отсутствии природных аналогов и искусственных заменителей. Уникальные свойства хризотилового волокна, такие как теплостойкость, щелочеустойчивость, высокая адсорбирующая активность, способность к образованию устойчивых композиций с разными материалами, способность расщепляться на тончайшие эластичные волокна (нанотрубки), обладающие высокой механической прочностью, их разноразмерность делают его универсальным закупоривающим агентом.
Свойства хризотилового волокна включают:
прочность на разрыв более 3000 МПа;
плотность от 2,4 до 2,6 г/см3;
щелочестойкость от 9,1 до 10,3 pH.
Ввод в раствор формиата калия хризотилового волокна в концентрации 20 – 30 кг/м3 обеспечивает достаточную изолирующую способность этой композиции.
ХАРАКТЕРИСТИКА И СВОЙСТВА СОСТАВЛЯЮЩИХ ПЛАСТИФИКАТОРА ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЕВЫХ УПЛОТНИТЕЛЕЙ ОБСАДНЫХ КОЛОНН С РЕЗИНОВЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ
Арматол. СмазкаАрматол-238(ТУ38.101812-83)– смесь касторового и синтетического масел, загущен-
2 Нанометр — единица измерения длины в метрической системе, равная 10−9 м = ангстрем. Старое название этой единицы измерения — миллимикрон (10−3 мкм). Нанометр часто ассоциируется с областью нанотехнологий и с длиной волны света.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
27 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
ТЕХНОЛОГИИ |
ная модифицированным аэросилом; содержит гра- |
ется на нижнем фланце двухфланцевой колонной |
фит.Смесьмалорастворимавжидкихигазообразных |
головки и крестовины ФА. Канал клапана входит |
углеводородах, работоспособна при температуре |
в опрессовочную полость устьевых уплотнителей. |
–50…+120 °С. Область применения смазки Арма- |
Опрессовочная полость – пространство в |
тол-238 включает герметизацию запорных устройств |
устьевом оборудовании, ограниченное кольцевы- |
устьевого нефтепромыслового оборудования нефтя- |
ми (манжетными или резиновыми) уплотнителями |
ных и газовых месторождений. Содержание хризо- |
обсадных колонн и межфланцевой прокладкой |
тилового волокна в Арматоле составляет 5–10 %. |
(тороидальным металлическим кольцом). |
|
Мониторинг – методика и система наблю- |
|
дений за состоянием определенного объекта |
|
или процесса, дающая возможность наблюдать |
|
их в развитии, оценивать, оперативно выявлять |
|
результаты воздействия различных факторов. |
Связаться с автором статьи |
Результаты М. дают возможность вносить кор- |
Ряховским А. можно по адресу: |
ректировки по управлению процессом, объектом |
aryakha@yandex.ru. |
или сооружением. |
ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
МКД – межколонные давления – давления, измеряемые на устье скважины между обсадными колонами, возникающие в результате неконтролируемого процесса поступления на устье пластового флюида за обсадными трубами.
МКП – межколонное пространство скважины – кольцевое пространство между обсадными колоннами.
РИР – ремонтно-изоляционные работы.
Устьевой уплотнитель колонны – устройство, уплотняющее пространство между внутренним диаметром колонной головки и наружным диаметром подвешенной обсадной трубы.
Крестовина ФА – нижняя часть фонтанной арматуры, предназначена для обвязывания эксплуатационной колонны, присоединения фонтанной арматуры к колонной головке.
Опрессовочный клапан – клапан для опрессовки устьевых уплотнителей колонн и фланцевых соединений устьевого оборудования, устанавлива-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Жадан Ю.Г. «Исследование причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения» Научная библиотека диссертаций и авторефератов disserCat
2.Райкевич С.И. «Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы». Международный технологический симпозиум «Интенсификация добычи нефти и газа» Москва, 26.03.2003г.
3.Минигулов Р.М., Райкевич С.И. (ООО «Ямбурггаздобыча»). Журнал «Разработка и эксплуатация месторождений»
4.Журавлев С.Р., Кондратьев Д.В. «Выбор перспективных технологий ликвидации скважин и ликвидации межколонных давлений для проведения опытно-промышленных работ. Этап-I Общее направление работ и предлагаемые технологии для ликвидации МКД и самихскважинАстраханскогоГКМ,выполнившихсвоеназначение», г.Волжский, 2003 г.
5.Смирнов Г.И. «Сборник материалов о развитии ракетного оружия в СССР и РФ Ракетные системы РВСН от Р-1 к «Тополю» 1946–2006гг»
6.Шитиков Е.А. «Ядерное противостояние: К истории создания боеголовок морских баллистических ракет». Вопросы истории естествознания и техники, №1, 1998
7.Шерстюкова Н.С. «Разработка нанотехнологических направлений использования природного хризотилового волокна» Выпуск: Выпуск 4. Отрасль: Физика. / Костанайский социально-технический колледж
ИРАК: УВЕЛИЧЕНИЕ ПОСТАВОК НЕФТИ В ИНДИЮ
Индия и Ирак расширят сотруд- |
ведки и добычи и переработки и |
от общего объема спроса в стране. |
ничество в области энергетики, в |
продажи нефти и газа и развития |
Ирак является вторым по величине |
частности,засчетувеличениепоста- |
связанной с этим инфраструктуры. |
поставщиком нефти в Индии после |
вокнефтиисовместнойразработки |
Уточним, что речь идет о начале |
Саудовской Аравии. В настоящее |
иракских месторождений. |
разработки ONGC одного из неф- |
время Индия добивается увели- |
Данный меморандум был подпи- |
тяных блоков в Ираке. Запасы ме- |
чения поставок нефти из Ирака |
сан министром нефти и газа Индии |
сторожденийтамоцененыв645млн |
и Саудовской Аравии, в то время |
и министром нефти Ирака. |
брл. Отметим, что Ирак поставляет |
как импорт нефти из Ирана стано- |
Меморандум предусматрива- |
примерно 300 тыс. брл/сут нефти в |
вится все сложнее из-за западных |
ет сотрудничество в области раз- |
Индию, что составляет почти 12 % |
санкций. |
|
|
|
|
|
НЕФТЕГАЗОВЫЕ |
28 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |