Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Скачиваний:
159
Добавлен:
25.03.2016
Размер:
14.6 Mб
Скачать

С учетом влажности глинопорошка m1в = 63,8 г; m2в = 72,3 г.

Реометрия этих глинистых суспензий дала следующие результаты: ϕ1 = 131,5°;

ϕ2 = 168°.

Значения эффективной вязкости глинистых суспензий, рассчитанные по формуле (4.84), получились следующими: ЭВ0 = 17,786; ЭВ1 = 32,941 и ЭВ2 = 42,084 мПа с.

Отсюда по формулам (4.85) и (4.86)

b = (41,462 – 1/3 12,265 10,113)/[50,180 – 1/3 (12,265)2] = 3,189; а = ехр [1/3(10,113 – 3,189 12,265)] = 6,336 10–5.

Масса пробы глинопорошка, обеспечивающая получение глинистой суспензии с эффективной вязкостью 20 мПа с, будет равна:

mc = (20/6,336 10–5)1 / 3,189 = 53,019 г.

Поскольку mc 41, то выход глинистого раствора следует определять по фор-

муле (4.88):

Q = (391,786 / 53,019) + 0,489 = 7,879 м3 / т.

4.5.2. Утяжелители

Очевидно, что чем ниже качество глинопорошка, т. е. чем ниже выход глинистого раствора, тем выше его плотность при одной и той же эффективной вязкости.

Так, для получения 1 м3 глинистого раствора с эффективной вязкостью, равной 20 мПа·с, потребуется 50 кг глинопорошка ПБМА (выход глинистого раствора 20 м3/т) и 500 кг глинопорошка ПКГН (выход глинистого раствора 2 м3/т).

При плотности глины, равной 2600 кг/м3, плотность раствора из глинопорошка ПБМА (без учета его влажности) составит 1030 кг/м3, а из глинопорошка ПКГН –

1300 кг/м3.

Используя соответствующую химическую обработку (CaCl2, Ca(OH)2, CaSО4·2H2O), направленную на повышение глиноемкости, плотность бурового раствора из низкокачественных глин при сохранении его реологических свойств в рабочих пределах можно довести до 1400…1450 кг/м3. Когда же необходим буровой раствор с большей плотностью (предупреждение газоводонефтепроявлений в зонах АВПД), используют добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых мине- ралов-утяжелителей.

Впервые в качестве утяжелителя американец Страуд в 1921 г. предложил использовать окислы железа, а в 1922 г. – барит, который был испытан в 1923 г. при бурении скважины на нефть ударно-канатным способом в штате Калифорния.

В зависимости от основы минерала природные утяжелители делятся на 4 вида (расположены в порядке роста утяжеляющей способности):

карбонатные: известняк (CaCO3, ρ = 2600…2800 кг/м3), доломит

(CaCO3·MgCO3, ρ = 2800…2900 кг/м3);

баритовые: сульфат бария или барит (BaSO4, ρ = 4200…4500 кг/м3);

281

железистые: гематит (Fe2O3, ρ = 4900…5300 кг/м3); магнетит (Fe3O4,

ρ= 5000…5200 кг/м3);

свинцовые: галенит (PbS), максимально достижимая плотность бурового раствора равна 3840 кг/м3.

Кроме плотности, другими важнейшими характеристиками утяжелителя являются: инертность (минимальное изменение всех других свойств бурового раствора, кроме плотности), абразивность, степень дисперсности (тонкость помола). Все эти характеристики взаимосвязаны. Так, чем выше степень дисперсности утяжелителя, тем он менее инертен и абразивен. При низкой степени дисперсности – выше абразивность и инертность утяжелителя, но ниже седиментационная устойчивость утяжеленного раствора.

Степень дисперсности утяжелителя устанавливают ситовым анализом (по остатку на сите с определенным размером ячеек).

Абразивность, как правило, определяют по потере массы стандартной лопасти мешалки, перемешивающей буровой раствор, содержащий исследуемый утяжелитель.

По методике API об инертности утяжелителя судят по значению характеристического индекса (ХИ):

ХИ = η + τ0 + 3·(СНС10 с + СНС10 мин).

(4.90)

Исследуемый утяжелитель считается инертным, если ХИ равен или меньше стандартного (эталонного) значения, установленного API.

4.5.3. Наполнители (закупоривающие материалы)

Бурение в сложных геолого-технических условиях нередко сопровождается поглощением промывочной жидкости, т. е. ее уходом из ствола скважины в околоствольное пространство. Этот вид осложнений вызывает не только непроизводительные потери средств и времени, последние из которых достигают половины от общих затрат времени на преодоление осложнений, возникающих в процессе бурения, но и существенное загрязнение окружающей природной среды (недр, подземных вод).

Обязательными условиями возникновения поглощений промывочной жидкости являются наличие перепада давления в системе «ствол скважины – пласт» и наличие во вскрываемых пластах каналов, по которым промывочная жидкость может уходить из ствола скважины вглубь этих пластов. По форме каналов поглощения (форме пустотного пространства) различают два основных типа поглощающих пластов: поровые и трещинные. Принципиальная модель первых – это пространство, заполненное шарами, имитирующими минеральную часть породы, в котором промежутки между шарами являются порами, а вторых – сплошная среда с пустотным пространством, образованным полостями трещин. В реальных условиях последние могут иметь как естественное, так и искусственное (вызванное гидроразрывом пластов) происхождение. Исходя из названных условий возникновения поглощений, все мероприятия по их предупреждению и ликвидации сводятся к снижению перепада давления или репрессии на поглощающие пласты и, что более радикально, к изоляции каналов поглощения.

282

Среди многочисленных способов изоляции каналов поглощения наиболее простым, доступным, дешевым, весьма оперативным и достаточно высокоэффективным является их закупоривание вводимыми в промывочную жидкость наполнителями.

Накопленный зарубежными специалистами опыт показывает, что суммарное массовое содержание наполнителей в буровом растворе, вполне достаточное для ликвидации поглощений различной интенсивности, включая полное, и не вызывающее каких-либо нарушений процесса роторного бурения, составляет до 5–7 %.

При этом наилучшие результаты достигаются при использовании смесей (композиций) наполнителей различного вида (волокнистые, зернистые, чешуйчатопластинчатыеидр.) ипреимущественновразрезах, представленныхкрепкимипородами.

Волокнистые наполнители: древесные опилки, измельченная кора деревьев, кордное волокно, техническая кошма, кожа–«горох», хромовая стружка, улюк волокнистый (недоразвитые семена хлопчатника), торф, свиная щетина, куриные перья и др.

Зернистые наполнители: скорлупа ореховая (фундук), резиновая крошка, полиэтиленовая крошка, щебень, гравий, песок, пемза, шлак, туф, диатомит, трепел, опоки, керамзит, измельченные панцири раков и др.

Чешуйчато-пластинчатые наполнители: слюда-чешуйка, целлофановая стружка, бумажная стружка, подсолнечная лузга, рыбья чешуя, сломель-М и др.

Ниже приведены примеры серийно выпускаемых наполнителей.

G-SealTM («Джи-Сиал») – крупнозернистый графитовый наполнитель для профилактики и ликвидации поглощений промывочных жидкостей. Инертен, не влияет на реологические свойства и одинаково эффективен в растворах на водной, углеводородной и синтетической основе. Улучшает триботехнические свойства промывочных жидкостей, снижает вероятность возникновения дифференциальных прихватов.

Представляет собой темно-серый или черный порошок плотностью 2190…2260 кг/м3. Рекомендуемая концентрация для поглощений малой интенсивности (<1,5 м3/ч) – от 40 до 65 кг/м3, средней интенсивности (3…8 м3/ч) – до 60…145 кг/м3. Термостабилен до 260 °С. Экологически безопасен. Нетоксичен. Поставляется в многослойных влагостойких бумажных мешках массой 22,7 кг. Рекомендуется хранить в сухом прохладном месте.

M-I-X II – волокнистый целлюлозный материал для закупоривания проницаемых пород, особенно эффективен при разбуривании зон АНПД, где высокие величины дифференциального давления приводят к прихвату инструмента.

Представляет собой желтовато-коричневый порошок разного размера: от тонкодисперсного до крупного. Насыпная плотность 352–513 кг/м3. Рекомендуемая концентрация для предупреждения возникновения дифференциального прихвата от 14 до 29 кг/м3, при наличии постоянных поглощений промывочной жидкости – от 30 до 57 кг/м3, при интенсивных поглощениях – до 100 кг/м3. Подвержен бактериальному разложению. Адсорбирует небольшое количество воды и при очень высоких концентрациях приводит к увеличению вязкости промывочной жидкости. Упаковывается в многослойные водонепроницаемые бумажные мешки. Рекомендуется хранить в сухом прохладном помещении.

Ниже приведены рекомендуемые размеры частиц наполнителя (d, мм) в зависимости от раскрытия каналов поглощения (δ, мм):

δ, мм

0,25…1,00

1,00…5,00

5,00…20,00

> 20,00

d, мм

0,1…0,5

0,5…2,0

2,0…7,0

> 7,0

283

Внашей стране наполнители используют для ликвидации поглощений промывочной жидкости, главным образом, при бурении скважин на нефть и газ. Принято считать, что при бурении на твердые полезные ископаемые возможность использования наполнителей весьма ограничена в связи с небольшими размерами проходных каналов, по которым они потоком промывочной жидкости могут доставляться к поглощающему пласту. Однако такое мнение следует признать недостаточно обоснованным, поскольку даже при узких каналах кольцевого сечения, которые действительно могут иметь место как в нисходящем, так и в восходящем потоках промывочной жидкости, принципиальных препятствий для применения наполнителей нет. Достаточно лишь исключить из состава бурильной колонны элемент с узкими каналами в нисходящем потоке, например, двойной колонковый снаряд, а конец бурильной колонны при ее диаметре близком к диаметру скважины, приподнять выше поглощающего пласта. Аналогично ситуации с двойным колонковым снарядом следует поступать и при бурении скважин с помощью гидравлических забойных двигателей, т. е. на период ликвидации поглощения исключать их из состава бурильной колонны.

Основной причиной скорее эпизодического, чем массового применения наполнителей, и не только в разведочном бурении на твердые полезные ископаемые, но и в отечественной практике в целом, является отсутствие стандартной методики их испытаний. Вместе с ней отсутствует и возможность обоснованного выбора наиболее предпочтительного наполнителя (композиции наполнителей) и установления оптимальной его концентрации в промывочной жидкости для эффективной изоляции каналов поглощения с определенными качественными (поровые, трещинные) и количественными (интенсивность поглощения, коэффициент удельной приемистости, величина раскрытия трещин и т. д.) характеристиками.

ВСША и других зарубежных странах испытания наполнителей проводят по методике API, изложенной в Рекомендуемой практике лабораторных испытаний буровых растворов (RP131).

Главным недостатком методики API является то, что закупоривающая способность наполнителей характеризуется большим числом различных показателей (объ-

емом жидкости (V0), прошедшим через модельный образец под действием давления; объемом жидкости (V1), прошедшим через модельный образец, и, если удается зарегистрировать, – минимальное давление (рmin), при котором начинается закупорка каналов поглощения; максимально достигнутое давление (рmax); объем промывочной жидкости (Vп), поглощенной в результате разрушения изоляционного слоя; конечный объем жидкости (Vк), поглощенной за период испытаний; объем жидкости (Vд), прошедший через модельный образец до момента его закупоривания; вре-

мя (τ) необходимое для образования изоляционного слоя и др.), реально возможные комбинации значений которых могут быть какими угодно, в связи с чем выбрать наиболее эффективный наполнитель чрезвычайно сложно. Кроме того, перечисленные показатели не несут в себе никакой информации о концентрации наполнителя, необходимой и достаточной для ликвидации поглощения.

Очевидно, что при достаточно широком ассортименте наполнителей и практически неограниченном числе возможных их композиций, отличающихся не только компонентным и долевым, но и фракционным составом, существует целый ряд альтернативных вариантов изоляции одних и тех же каналов поглощения. Для выбора наиболее предпочтительного варианта представляется целесообразным руково-

284

дствоваться экономическими критериями, в частности, затратами на предупреждение поглощения или его ликвидацию с минимальными потерями промывочной жидкости. При одном и том же объеме промывочной жидкости, обрабатываемой наполнителем, основные затраты, связанные с его применением, равны произведению стоимости единицы массы наполнителя с учетом транспортных и иных расходов на его массовую концентрацию в промывочной жидкости. В этой связи качество наполнителей (композиций наполнителей) предлагается оценивать по величине их концентрации, при которой обеспечивается закупоривание каналов поглощения без потерь промывочной жидкости. Этот критерий и положен в основу оригинальной методики испытаний наполнителей, разработанной в ТПУ. Суть этой методики сводится к следующему. Промывочную жидкость с определенной концентрацией (Сi) исследуемого наполнителя заливают в испытательную камеру, создают репрессию на модельный образец поглощающего пласта и фиксируют объем жидкости (Vi), прошедшей через модельный образец до момента его полного закупоривания. В идентичных условиях, т. е. при одной и той же величине репрессии, промывочной жидкости – носителе наполнителя и одном и том же модельном образце поглощающего пласта, проводят как минимум три испытания, меняя в них только концентрацию исследуемого наполнителя. Полученную экспериментальным путем совокупность значений [Сi, Vi] используют для нахождения зависимости, наиболее адекватно описывающей связь Сi = f(Vi), значения коэффициентов которой определяют методом наименьших квадратов. Минимально необходимую концентрацию наполнителя, обеспечивающую полное закупоривание модельного образца без потерь промывочной жидкости, рассчитывают по найденной зависимости, приняв в ней V = 0.

Установлено, что связь Сi = f(Vi) наиболее точно описывается дробнорациональной зависимостью Сi = 1/(аVi + b), коэффициенты а и b которой могут быть найдены по следующим формулам:

n

n

n

n

n

 

а = [Σ(Vi/Сi) – 1/nΣViΣ(1/Сi)]/[Σ(Vi)2

– 1/n(ΣVi)2],

(4.91)

i =1

i =1

i =1

i =1

i =1

 

 

 

n

n

 

 

 

b = 1/n[Σ(1/Сi) – aΣVi],

 

(4.92)

 

 

i =1

i =1

 

 

где n – число испытаний.

П р и м е р 1 . При трех последовательных испытаниях торфа в качестве наполнителя глинистого раствора с условной вязкостью 20 с, объем жидкости, прошедшей при перепаде давления 0,1 МПа через пористый поглощающий пласт, моделируемый дробью диаметром 3 мм, составил соответственно 210, 75 и 25 см3 при концентрации торфа соответственно равной 10, 20 и 30 кг/м3.

Отсюда

а = [25,583 – 1/3 310 0,183] / [50350 – 1/3 (310)2] = 364,313 10–6;

b= 1/3 (0,183 – 364,313 10–6 310) = 23,354 10–3;

с= 1 / (364,313 10–6V + 23,354 10–3).

При отсутствии потерь промывочной жидкости и полном закупоривании мо-

дельного образца, т. е. V = 0 м3, С = 1/b = 1 / 23,354 10–3 = 42,8 кг/м3.

285

Эксперим ентальная проверка показала, что для моделируем ых условий концентрация торфа, обеспечивающая полное закупоривание поглощаю щего пласта без каких-либо потерь глинистого раств ора, составляет 40 кг/м3.

П р и м е р 2. При проведении испытаний в условиях, аналогичных описанным в примере 1, но с использованием в к ачестве наполнителя древесных опилок, при их концентрации равной 20, 30, 40 и 50 кг/м3 объем жидкости, прошедшей через модельный образец до момента его полного заку поривания, составил соответственно

350, 1 60, 110 и 5 0 см3.

Расчеты показывают, что а = 1 03 10–6; b = 14,693 10–3; c = 1/b = 68,1 кг/м3. Экс-

перим ентальное значение минимально необходимой концентрации опилок получилось равным 70 кг/м3.

Таким образом, с те хнологических позиций из двух сравниваемых наполнителей наиболее эффективн ым является торф, который обеспечивает закупори вание каналов поглощения при существенн о меньшем удельном расходе. При установленных значения минимально необходимой концентрации того и другого напол нителя и известной стоимости 1 т каждого из них несложно сделать однозначный выбор и с экономических позиций.

Для проведения испы таний наполнителей в ТПУ разработан прибор для ценки закупоривающе й способности (ПОЗС), в котором избыточное давление на модельный

 

 

 

 

образец поглощающего пласта создается

 

 

 

 

 

 

 

 

сжатым воздухом.

 

 

 

 

 

 

 

 

ПОЗС, показанный на рис. 4.29 и

 

 

 

 

по сути являющийся аналогом описан-

 

 

 

 

ного выше стенда API, включает в себя

 

 

 

 

ос нование 1 со стойкой 2, на котор ой за-

 

 

 

 

креплена камера 3. В нижней части ка-

 

 

 

 

меры 3 размещается модельный образец

 

 

 

 

4, который может имитировать как по-

 

 

 

 

 

 

 

 

ристый, так и трещинны й поглощающий

 

 

 

 

пласт. Промы вочная жи дкость 6, содер-

 

 

 

 

жащая испытуемый

наполнитель

или

 

 

 

 

композицию наполнителей, заливается в

 

 

 

 

ка меру при закрытом

клапане 5. Верх-

 

 

 

 

няя часть камеры через установлен ный в

 

 

 

 

крышке 7 переходник 8

соединена с га-

 

 

 

 

зовым баллоном. Пере д началом испы-

 

 

 

 

 

 

 

 

тан ий клапан 5 открывают с пом ощью

 

 

 

 

стопора 9.

Ж идкость,

прошедшую при

 

 

 

 

заданном пе репаде давления через мо-

 

 

 

 

де льный образец, собирают

в мерную

 

 

 

 

емкость 10.

 

 

 

 

 

 

 

 

Перед н ачалом испытаний к лапан

 

 

 

 

5 открывают с помо щью

стопора 9.

 

 

 

 

Ж идкость,

прошедшую

при заданном

 

Рис. 4.29. Прибор для оценки

 

перепаде

давления

че рез

модельный

закупоривающей способности

образец,

собирают

в

мерную

ем-

 

наполнителей (ПОЗС)

 

кость 10.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

286

4.6.Показатели оценки качества материалов

4.6.1. Определение объемной концентрации

вбуровом растворе твердой фазы и частиц коллоидных размеров

Механическая скорость бурения, как было показано в 4.4.1, в значительной степени зависит от величины дифференциального давления, определяемой разностью между гидродинамическим давлением промывочной жидкости на забой скважины и поровым (пластовым) давлением. При этом на величину дифференциального давления превалирующее влияние оказывает плотность промывочной жидкости.

В то же время промывочные жидкости с одной и той же плотностью могут содержать разное количество твердой фазы. Так, для приготовления 1м3 глинистого раствора плотностью 1100 кг/м3 потребуется 173,6 кг глины с плотностью и влажностью соответственно равными 2650 кг/м3 и 7,5 %, при этом объем глины составит 0,074 м3. Промывочную жидкость той же плотности можно получить из 36,26 кг глины (ρг = 2650 кг/м3, n = 0,075) и 105,57 кг барита (ρу = 4250 кг/м3, nу = 0,02), при этом суммарный объем твердой фазы будет в 2 раза меньшим – 0,037 м3.

Известно, что объемная концентрация твердой фазы и степень ее дисперсности оказывают на механическую скорость бурения не менее значимое влияние, чем дифференциальное давление. Это влияние обусловлено образованием на забое фильтрационной корки, проницаемость которой по мере роста объемной концентрации и степени дисперсности твердой фазы снижается, что препятствует выравниванию давлений в скважине и в порах горных пород (трещине отрыва) и затрудняет тем самым удаление выбуренных частиц с забоя скважины.

Величина потерь механической скорости бурения (υмех, %) по мере роста объемной концентрации твердой фазы в диапазоне от 4 до 12 % может быть определена по следующим формулам:

υмех = 2,6 Сб – 10,4;

(4.93)

υмех = 4,8 Сш – 19,2;

(4.94)

υмех = 6,7Сг – 26,8,

(4.95)

где Сб, Сш, Сг – объемная концентрация в промывочной жидкости соответственно барита, бурового шлама и глины, %.

Из формул (4.93) – (4.95) следует, что при 1%-м росте объемной концентрации в промывочной жидкости барита, шлама и глины механическая скорость бурения соответственно снижается на 2,6; 4,8 и 6,7 %.

Наибольшее негативное влияние на υмех объемной концентрации глины объясняется высокой степенью ее дисперсности, т. е. высокой концентрацией в ней частиц коллоидных размеров (менее 2 мкм), которые, главным образом, и обусловливают низкую проницаемость образующейся на забое фильтрационной корки.

В этой связи в соответствии с рекомендациями ВНИИКРнефти объемное содержание частиц коллоидных размеров (Ск, %) в неутяжеленной промывочной жидкости с ρ 1200 кг/м3 не должно превышать 2–3 %.

287

Концентрация в промывочной жидкости той или и ной твердой фазы и д ругих компонентов может быть определена с помощью установки ТФН-1.

Установка TФH-1 состоит из следующи х основн ых узлов: нагревате льного устройства, конденсатора, испарителя и измерительног о цилиндра. Все основные узлы и детали у становки расположены внутри металлического корпуса, имеющего откидную крышку.

Нагревательное устройство (pиc. 4.30) включает в себя электронагреватель 1 и термостат 2. Конденсатор представляет собо й цилиндр 3, наполненный те плопоглощающим материалом 4. Внутри цилиндра расположена трубка 5, на верхнем конце которой приварена крышка 6, к которой крепится испаритель.

Испаритель (рис. 4.31) состоит из нижней камеры 1, верхней камеры 2, калибровочной крышки 3 и фильтра 4.

Измерительный цили ндр объемом 10 см3 имеет шкалу с ценой деления 0,2 см3. Нагрев пробы про мывочной жидкости в ни жней камере испарителя пpoизводится теплом корпуса термостата, который в свою очередь нагревается от электронагревателя. Пары жидкой фазы промывочной ж идкости через верхню ю камеру испарителя и фильтр попадают в дренажную трубку, проходят конденсатор и в виде капель стекают в измерительный цилин др. Разделение конденсата в измерительном цилиндре на составные части (вода и углеводор одная жи дкость) происхо-

дит з а счет различных значений их плотности.

Рис. 4.30. Схема установки Т ФН-1 Рис. 4.31. Испаритель

 

установки ТФН-1

 

Техническая характеристика ТФH-1

 

Объем выпариваемой проб ы промывочной жидкости, см3 .................

.....................10

Температура нагрева промывочной ж идкости, °C................................

.......... 450 ± 50

Продолжительность анализа, мин ....................... ...................................

.... не более 60

Основная приведенная погрешность определения концентрации

 

твердой и жидкой фаз, % ...................................... ...................................

..... не более 4

Электрическое питание установки – переменный ток напряжением 2 20 ± 45 В.

В ы п о л н е н и е р а б о т ы. Взвешиванием на аналитич еских или квад-

рантных весах определить общую массу (m1) предварите льно очищенных от пыли и

грязи деталей испарителя (нижняя камера, калибровочная крышка,

верхняя камера и

фильтр).

 

288

Заполнить промывочной жидкостью нижнюю камеру испарителя, закрыть ее калибровочной крышкой, соединить с верхней камерой и фильтром, после чего определить массу испарителя вместе с исследуемой промывочной жидкостью (m2).

Испаритель соединить с конденсатором; гаечными ключами затянуть все резьбовые соединения, прикладывая момент 20…40 Н·м; вставить испаритель в гнездо термостата; против сливного отверстия конденсатора установить измерительный цилиндр.

Закрыть откидную крышку и включить установку в сеть. Начало нагрева установки контролируется по загоранию сигнальной лампочки на передней панели.

После прекращения выпадания капель конденсата в измерительный цилиндр, что свидетельствует об окончании анализа, отключить установку от сети.

Открыть откидную крышку, извлечь испаритель с конденсатором и установить их в специальной подставке для охлаждения (температура испарителя перед разборкой и взвешиванием должна быть не выше 50 °С).

Определить полученные в измерительном цилиндре конденсатные объемы воды Vв и углеводородной жидкости (нефти, эмульсионного концентрата и др.) Vн с точностью до 0,1 см3.

Охлажденный испаритель отсоединить от конденсатора и взвесить(m3).

По приведенным ниже формулам рассчитать плотность анализируемой промывочной жидкости; объем, плотность и объемную концентрацию всей твердой фазы и отдельных ее составляющих, а также объемную концентрацию в промывочной жидкости водорастворимых солей:

ρ = (m2 m1)/10,

(4.96)

Сс = 54,1ρф – 54,1,

(4.97)

Vс = Сс/10,

(4.98)

Vт = 10 – Vв Vн Vс,

(4.99)

ρт = (m3 m1)/Vт,

(4.100)

Сн = 10Vн,

(4.101)

Ст = [100(ρ – 1) + 0,2Сн – 1,85Сс]/(ρт – 1),

(4.102)

Су = [ρу (ρт ρг)Ст]/[ρт(ρу ρг)],

(4.103)

Сг = Ст Су,

(4.104)

где m1, m2, m3 – масса пустого испарителя, испарителя с пробой промывочной жидкости и испарителя с твердой фазой, г; ρ, ρф, ρг, ρу, ρт – плотность соответственно промывочной жидкости, ее фильтрата, глины, утяжелителя и твердой фазы в целом, г/см3; Сг, Су, Ст, Сн, Сс – объемная концентрация в промывочной жидкости соответственно глины, утяжелителя, твердой фазы в целом, нефти (углеводородной жидкости) и соли, %; Vт, Vс – объем соответственно твердой фазы и соли в пробе промывочной жидкости, см3; Vв, Vн – конденсатный объем соответственно воды и нефти (углеводородной жидкости) в измерительном цилиндре, см3; 10 – вместимость камеры испарителя (объем пробы промывочной жидкости), см3.

Если ρф 1 г/см3; ρт 2,65 г/см3 и Vн = 0, то водорастворимые соли, утяжелитель и нефть (углеводородная жидкость) в исследуемой промывочной жидкости отсутствуют.

289

П р и м е р 1. При взвешиваниях испарителя ТФН-1 и отсчетах конденсатных объемов в измерительном цилиндре получены следующие результаты: m2 m1 = 17 г; m3 m1 = 9,8 г; Vв = 6,3 см3; Vн = 1,1 см3. Предварительно измеренная плотность фильтрата испытуемой промывочной жидкости (ρф) составила 1,03 г/см3.

Отсюда по формулам (4.96)–(4.104)

ρ = 17 / 10 = 1,7 г/см3; Сс = 54,1 1,03 – 54,1 = 1,623 %;

Vс = 1,623 / 10 = 0,1623 см3;

Vт = 10 – 6,3 – 1,1 – 0,1623 = 2,4377 см3; ρт = 9,8 / 2,4377 = 4,02 г/см3;

Сн = 10 1,1 = 11 %; Ст = [100 (1,7 – 1) + 0,2 11 – 1,85 1,623] / (4,02 – 1) = 22,913 %;

Су = [4,25 (4,02 – 2,65) 22,913] / [4,02 (4,25 – 2,65)] = 20,742 %; Сг = 22,913 – 20,742 = 2,171 %.

Концентрацию в промывочной жидкости твердой фазы и других компонентов чуть менее точно можно определить и при отсутствии аналитических или квадрантных весов. В этом случае необходимо предварительно измерить плотность исследуемой промывочной жидкости, желательно с помощью пикнометра, и, исключая процесс взвешивания, в описанном выше порядке провести анализ. По результатам анализа определить полученные в измерительном цилиндре конденсатные объемы воды и нефти (углеводородной жидкости) с точностью до 0,1 см3; по формулам (4.97)–(4.99) рассчитать Сс, Vс и Vт; по приведенным ниже формулам – массу и плотность твердой фазы, после чего по формулам (4.101)–(4.104) выполнить все остальные расчеты

mт = 10ρ – 1,0Vв – 0,8Vн – 2,85Vс,

(4.105)

ρт = mт/Vт,

(4.106)

где mт – масса твердой фазы, г; 0,8 – плотность нефти, г/см3; 2,85 – плотность соли, г/см3.

П р и м е р 2 . Измеренные значения плотности испытуемой промывочной жидкости (ρ) и ее фильтрата (ρф) получились равными соответственно 1,24 и 1,00 г/см3. Конденсатные объемы воды (Vв) и углеводородной жидкости (Vн) в измерительном цилиндре ТФН-1 составили соответственно 8,3 и 0,5 см3.

Отсюда

Vт = 10 – 8,3 – 0,5 = 1,2 см3;

mт = 10 1,24 – 1,0 8,3 – 0,8 0,5 = 3,7 г; ρт = 3,7 / 1,2 = 3,08 г/см3;

Сн = 10 0,5 = 5 %; Ст = [100 (1,24 – 1) + 0,2 5] / (3,08 – 1) = 12 %;

Су = [4,25 (3,08 – 2,65) 12] / [3,08 (4,25 – 2,65)] = 4,45 %; Сг = 12 – 4,45 = 7,55 %.

290

Соседние файлы в папке БТЖ - лекции_2015