WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

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

При гидродинамической кавитации парогазовые пузырьки могут достигать больших размеров (сантиметров и более). Акустическая кавитация характеризуется весьма малыми размерами возникающих пузырьков (10-3 10-2 см). Эти пузырьки неустойчивы. В зависимости от перепада давления между пузырьком и жидкостью они растут, пульсируют или схлопываются. При схлопывании пузырька давление в его центре возрастает. В результате этого в жидкости в направлении от центра схлопнувшегося пузырька формируется и распространяется сферическая ударная волна. Сжатие пузырька, кроме того, приводит к резкому возрастанию температуры внутри пузырька. Возникающие при схлопывании пузырька давление и температура могут достигать, соответственно, сотен МПа и тысяч оК [25, 26]. Мало того, момент разрыва жидкости при возникновении кавитационного пузырька сопровождается возникновением электрического поля с напряжённостью ~ 105 В/м [26].

Из вышесказанного следует, что эмульгирование вибратором дисперсной фазы будет происходить в два этапа. Вначале в результате неустойчивости межфазных волн образуются довольно крупные капли или частицы, которые на второй стадии дробятся уже ударными волнами, возникающими при схлопывании кавитационных пузырьков [27, 28].

I.4. Звукохимические реакции в воде и водных растворах Воздействие звука на жидкость [26] приводит к возбуждению молекул воды:

Звук (1.1) H2O H2O* и в дальнейшем к ионизации этих молекул1):

Звук H2O H2 Oe-, (1.2) Звук, (1.3) H2O HOHeЗвук. (1.4) H2O OHHeХимически активные газы – О, Н и N, растворённые в озвучиваемом рас2 2 творе, двойственным образом влияют на звуковые химические реакции. Во-первых, О и Н участвуют в реакциях трансформации радикалов:

2, (1.5) HO2 HO, (1.6) OHH2 HH2 O где гидропероксидные радикалы при рекомбинации дают пероксид водорода:

(1.7) HOHO H2 O2O2, 2 а взаимодействие радикалов Н• приводит к образованию молекулярного водорода:

(1.8) HH H2.

Азот участвует в газовых звукохимических реакциях, конечным результатом которых является фиксации азота:

Звук, (1.9) N2O2 NOЗвук. (1.10) N2H2 NH1) Здесь и далее знак возбуждения молекул (*) опущен; (•) – знак радикала.

Реакции рекомбинации с участием атомов N могут быть весьма разнообразными и сложными. С радикалами ОН• атомы N с наибольшей вероятностью реагируют следующим образом:

(1.11) NOH NOH, (1.12) NOH HNO2, (1.13) NOH NO2H.

Оксид азота NO не реагирует с водой.

Основными продуктами рекомбинации атомов азота с гидроксильными радикалами являются HNO, образующаяся по реакции (12), и HNO, которая по2 лучается вместе с HNO из NO :

2 2NO2H2O HNO2HNO. (14) При этом, как показывает эксперимент, отношение концентраций азотистой и азотной кислот – [HNO ] : [HNO ] = 3 : 1.

2 Кроме того, химически активные газы, проникая в кавитационную полость, участвуют в передаче энергии электронного возбуждения молекулам воды, а также, возможно, и в процессах перезарядки.

II. Подготовка сточных вод Эффективность вибратора изучалась в лабораторных и промысловых условиях. Отбор проб жидкости проводился до и после излучателя. Сразу же после отбора пробы сточной воды фотографировали под микроскопом VERTIVAL через фотонасадку. Размеры частиц и их количество подсчитывались по площадям фотографий. Сравнивали фотографии среды до и после воздействия излучателем.

Для учёта статистического характера распределения размеров диспергируемых частиц каждую пробу воды фотографировали не менее трёх раз.

Результаты показывают, что в сточной воде до вибратора частиц размером 0 2 мкм, 2 6 мкм и 6 50 мкм содержится 58 70 %, 23 32 % и 6,4 10 % общего их количества, а после него уже 90 100 %, 0,3 1 % и 0 %, соответственно. Рассматривая зависимость средневзвешенного размера частиц от перепада давления на излучателе, было найдено, что с увеличением давления их размер уменьшается. Начиная с 0,15 МПа, размер частиц практически не меняется, а с 0,2 МПа уже не зависит от давления.

Наряду с эффектом диспергирования примесей звуковое воздействие повышает реакционную способность сточной воды [9, 26]. Спустя несколько минут или даже секунд, эта же жидкость становится даже менее агрессивной, чем до её обработки звуком.

Рис. 2. Влияние звуковой обработки на коррозионную активность воды Лабораторные эксперименты по обработке жидкостей звуком показали, что сточная вода очень чувствительна к акустическому воздействию. Оценка коррозионной активности нефтепромысловых жидкостей проводилась электрохимическим методом.

На рис. 2 показаны лабораторные эксперименты по изменению коррозионной активности обработанных звуком сточных вод Павловской и Осинской УППН. Из рисунка следует, что время повышенной агрессивности воды составляет для воды Осинской УППН 0,5 часа, а для воды Павловской УППН это время не превосходит 5 6 минут. То есть это влияние будет распространяться на 1 30 м трубопровода.

Промысловый эксперимент был осуществлён с помощью вибратора ВГ130/300 (ЗАО ИНОКАР), установленного на водоводе сточных вод “БКНС-14 – БКНС-13” Павловского месторождения. Поскольку акустическое воздействие повышает в начальный момент коррозионную способность жидкости и уменьшает её активность в последующий момент времени, решено было для контроля скорости коррозии металла установить узлы контроля до вибратора (ВГ), после него на расстоянии 25,5 м и вблизи БКНС-13 на расстоянии около 4 км от ВГ. ЭффективZ= K -Ki/K ность работы ВГ определяется по величине защитного эффекта, O O определяемого из сравнения скоростей коррозии K в узлах контроля (к ), установi i ленных до и после ВГ, где К – скорость коррозии в узле контроля (к ) без работы О i вибратора.

Замеры скоростей коррозии показали, что повышение агрессивности среды вблизи (25,5 м) от ВГ практически (Z = -3 %) отсутствует, а величина защитного эффекта в узле контроля, расположенного вблизи БКНС-13, т.е. на расстоянии порядка 4 км (время движения жидкости ~ 6 часов) от вибратора, равна 20 %.

Отсутствие узлов контроля на других расстояниях от ВГ не позволяет сделать вывод об изменении защитного эффекта по всей длине трубы и о предельной защищаемой длине трубопровода. Если следовать результатам лабораторных опытов, конец трубопровода соответствует уже пониженным значениям защитного эффекта, тогда как на промежуточных расстояниях от вибратора значения защитного эффекта могут достигать 35 – 40 %.

II.1. Влияние вибратора на жизнедеятельность СВБ Влияния гидродинамического вибратора на подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) изучалось на водоводе пресной воды “Водозабор Буй – БКНС Степановка”. Вибратор (ЗАО ИНОКАР) был установлен на выкиде насосов БКНС, подающих воду с водозабора Буй. Оценка эффективности аппарата проводилась путём сравнения микробиологической зараженности проб воды, отобранных до (1 м) и после (через 1 м, 5 м и 25 км) аппарата. Эксперимент показал наличие критической скорости натекания жидкости на вибрирующие пластины, начиная с которой происходит уничтожение бактерий.

Понижение жизнедеятельности обусловлено тем, что при воздействии звука на воду, сопровождающемся акустической кавитацией, в присутствии воздуха образуется перекись водорода, азотистая и азотная кислоты, присутствие которых и приводит к гибели биологических объектов. Изменение температуры биологических тканей на 5 10 градусов по отношению к оптимальной температуре жизнедеятельности приводит к необратимым изменениям в биохимических процессах и даже к некрозу тканей. В то же время схлопывание кавитационных пузырьков приводит к резкому, хотя и локальному, повышению температуры до 103 104 К и к возникновению ударных волн с амплитудой до сотен МПа [9, 26].

II.2. Заводнение пласта Особенностью систем разработки нефтяных месторождений России на современном этапе является поддержание пластового давления с начала разработки. Основным методом поддержания пластового давления и воздействия на продуктивные пласты является заводнение, на долю которого приходится более 80 % добываемой нефти.

При заводнении нефтяных пластов со временем происходит снижение приёмистости нагнетательных скважин. Это требует, во-первых, проведения ремонтов для периодической очистки призабойной зоны пласта (ПЗП). Во-вторых, вытеснение нефти в неоднородных пластах происходит неравномерно: низкопроницаемые зоны не вырабатываются, а по наиболее проницаемым интервалам происходит преждевременное обводнение нефтяных скважин.

Для стабилизации приёмистости нагнетательных скважин и обеспечения высоких темпов добычи и повышения нефтеотдачи пластов необходимо применять физические и физико-химические методы воздействия на ПЗП и пласт в целом. Целесообразнее всего - акустическое воздействие, осуществляемое через нагнетательные скважины с одновременной закачкой в пласт, т.к. при этом стабилизируется работа системы ППД и повышается степень выработки запасов нефти, особенно в малопроницаемых пропластках неоднородных пластов. Удобнее использовать гидродинамические излучатели, или же вихревые генераторы [4-6, 10], как устройства, преобразующие энергию движущейся жидкости в звуковую энергию. Воздействие следует проводить на таких частотах, чтобы, с одной стороны, звуковая волна глубоко проникала в пласт (т.е. необходима низкая частота), а, с другой стороны, эмульгирующая и диспергирующая способность звука была бы высока (т.е. необходима высокая частота), что уменьшило бы кольматацию ПЗП.

Кроме того, коэффициент прохождения звуковых волн через стенки обсадной колонны был бы близок к единице.

Совмещение столь противоречивых требований возможно лишь при использовании свойств нелинейной акустики. Так, наличие пор в упругой среде или пузырьков газа в жидкости позволяет при высокочастотном (многочастотном) воздействии иметь в пласте конечноамплитудные низкочастотные колебания [29].

Звуковая волна возбуждает в пласте осесимметричные колебания стенок поровых каналов. Эти колебания вызывают перенос внутрипоровой жидкости.

Эффективность переноса тем больше, чем меньше радиус канала [30, 31]. Таким образом, перистальтический эффект приводит к повышению приёмистости скважины, а также способствует выравниванию профиля приёмистости.

Звуковое воздействие может приводить к повышению нефтеотдачи пласта.

Это обусловлено тем, что в системе капилляр–нефть–вытесняющая жидкость с поверхностью раздела между нефтью и вытесняющей жидкостью звуковая волна может как спровоцировать, так и стабилизировать гидродинамические неустойчивости. В данной системе возможно возникновение, по крайней мере, трёх типов неустойчивостей. Это неустойчивость Релея-Тейлора, т.е. неустойчивость слоя тяжёлой жидкости на поверхности лёгкой, неустойчивость, обусловленная скачком скорости или сдвиговым напряжением, а также неустойчивость фронта вытесняющей жидкости.

В ПермНИПИнефть совместно с УНИ разработаны способ и устройства для заводнения пласта, где закачиваемая в пласт жидкость проходит через одно – или многочастотные гидродинамические излучатели. Испытание технологии акустического воздействия на пласт было осуществлено на месторождениях Пермской области (см., например, [4 - 6]).

В НГДУ «Кунгурнефть» испытание технологии проходило на участке яснополянской залежи Троельжанского месторождения, включающем нагнетательную скв. №203 и реагирующие добывающие скв. №206 и №207.

Объект разработки – бобриковский пласт (Бб ). Залежь пластово-сводового типа, размеры её по внешнему контуру нефтеносности – 3,05 х 2,5 км. Эффективная толщина пласта Бб в пределах залежи меняется от 5 м до 29,8 м. Причём в сводовой части 5 13 м, а по периферии 13 29,8 м.

В пласте выделяются от 1 в сводовой части до 8 на периферии проницаемых пропластков. В сводовой части пласт более монолитный, коэффициент песчанистости (k ) здесь изменялся в интервале от 0,60 до 0,78.

П Пористость пласта (m) меняется от 10,2 % до 20,1 % при средней по пласту m = 16 %. Проницаемость пласта (k) меняется от 38 до 240 мД (в отдельных проСР слоях и выше), при средней по пласту k = 118 мД.

СР Нагнетательная скважина №203 расположена в водонефтяной зоне пласта, нефтяная скважина №206 удалена от неё по забою на 450 м в направлении свода, а №207 – на 430 м в направлении северо-восточного крыла. Расстояние между забоями скважин №206 и №207 равно 450 м.

В табл. 1 приведены данные, характеризующие послойную неоднородность пласта в точках его вскрытия указанными скважинами.

Таблица Послойная неоднородность участка залежи Троельжанского месторождения Поинтервальная разбивка пласта № Интервал Толщина № Пласт перфора- Отметки Характеристика пласта проницаем.

скв. ции, м интервала, м по геофизике интервала, м 1712-1716 - Песчаник уплотнённый.

1717,6-1718,6 1,0 Песчаник нефтенасы1721,2-1721,8 0,6 щенный проницаемый 1712203 Бб 1723,0-1723,8 0,8 с глинистыми прослоями.

1724,4-1725,4 1,0 -“1725,4-1728.0 2,6 Песчаник водонасыщенный проницаемый.

1662,0-1668,0 - Песчаник глинистый нефтенасыщенный.

1662- 1668,0-1673,0 - Песчаник уплотнённый 206 Бб 1682 нефтенасыщенный.

1673,0-1681,2 8,2 Песчаник нефтенасыщенный проницаемый.

1690,8-1691,6 0,1692,0-1692,4 0,4 Песчаник нефтенасы1691207 Бб 1693,6-1694,8 1,2 щенный проницаемый с 1695,0-1695,6 0,6 глинистыми прослоями.

1696,8-1698,0 1,2 -“В период, непосредственно предшествовавший (1981 г.) началу испытаний разрабатываемой технологии (август 1982 г.), эксплуатационные параметры скважин №№203, 206 и 207 были следующие.

Нагнетательная скв. №203 с самого начала эксплуатации использовалась для закачки воды в пласт. Её работа отличалась крайней нестабильностью: приёмистость скважины, достигавшая более 400 м3/сут после обработок ПЗП, снижалась за 3 5 мес до 80 90 м3/сут, что отрицательно сказывалось на работе добывающих скв. №206 и №207. О явном несоответствии отбора и закачки по указанному участку залежи говорит такой характерный факт. За год до начала испытаний (август 1981 г. - июль 1982 г.) в нагнетательную скв. №203 было закачано 51108 м3 воды, в то время как из нефтяных скважин №206 и №207 было извлечено за этот период 92756 т жидкости.

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



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

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