Азеотроп - уникальная структура Более или менее интенсивные взаимодействия между частицами, составляющими раствор, вызывают в растворах отклонения от идеального поведения. Положительные отклонения от закона Рауля присущи системам, в которых силы взаимодействия между однородными частицами (А—А или В—В) больше, чем между разнородными (А—В). Это бывает при различии в полярности компонентов раствора, особенно, если одно из веществ ассоциировано (напрмер, вода). Тогда образование раствора сопровождается обычно поглощением теплоты; в связи с этим уменьшается теплота испарения компонентов из раствора, что облегчает испарение. Поэтому давление пара над системой оказывается большим, чем вычисленное по закону Рауля. Положительные отклонения от закона Рауля присущи большинству гомогенных жидких систем. Значительно реже отрицательные отклонения от закона Рауля. Они проявляются, если силы взаимодействия между однородными, частицами (А— А или В—В) меньше, чем между разнородными (А—В). В этом случае образование раствора обычно происходит с выделением теплоты, в связи с чем теплота испарения увеличивается. Это затрудняет процесс испарения, и давление пара над системой оказывается меньшим, чем вычисленное по закону Рауля . Если отклонения от идеальности очень велики, то на кривых давление пара— состав может появиться максимум при положительных отклонениях от закона Рауля (например, система СН3СОСН3—CS2) или минимум при отрицательных отклонениях (например, система Н2О—HNO3). Появление максимума или минимума (экстремума) возможно и при незначительных отклонениях от идеальности, если чистые вещества имеют близкие давления пара. К таким системам применим второй закон Коновалова: точка максимума или минимума на кривой общего давления пара отвечает раствору, состав которого совпадает с составом равновесного с ним пара. При этом максимум на кривой давления соответствует минимуму на кривой температура кипения— состав и наоборот . Растворы, отвечающие по составу этим экстремальным точкам, называются азеотропными, нераздельно кипящими, постоянно кипящими или неразгонными. Состав их не меняется при кипении, и температура кипения при заданном внешнем давлении остается постоянной, как у чистых веществ.
Изменение внешнего давления приводит к изменению состава азеотропного раствора, что указывает на отсутствие в этих точках химического соединения. По работе приходилось очищать в больших объемах природные битумы от смол и асфальтенов. Существующие лабораторные методы никак не могут превратиться в технология и пробиться на производство (причины разные). Одной из причин является низкая селективность (избирательность) существующих растворителей. Поэтому было естественное желание повысить эффективность процесса деасфальтизации за счет увеличения селективности растворителя для увеличения осаждения асфальтенов. Поставленная цель,была достигнута тем, что деасфальтизацию проводил кипящей азеотропной смесью, причем смесь содержала 91 % бензина и 9% воды. Азеотропные смеси обладают уникальными свойствами: впервые воочию наблюдал циклические реакции, которые получили название реакции Белоусова-Жаботинского. Причина, видимо, в том, что азеотропная смесь самопроизвольно растворяется в асфальтенах (подобие жидкокристаллической смеси), и потом без всякого внешнего воздействия снова выделяется в отдельную фазу. Вот этот фазовый переход происходит циклически, пока температура не понизится ниже температуры существования азеотропной смеси. Суть изобретения заключается в том, что в качестве селективного растворителя используют нераздельнокипящую смесь углеводородного растворителя и воды, т.е. азеотропную смесь. При использовании бензина БР-1 и воды азеотропная смесь может существовать в виде истинного (не расслаивающегося) раствора при температуре кипения 68°С и содержании бензина 91% и воды 9%. При охлаждении ниже этой температуры, т.е. при прекращении кипения, азеотропная смесь расслаивается на два слоя - бензин и воду. Таким образом, наличие двух компонентов, бензина и воды, необходимое, но недостаточное условие осуществления процесса. В этом заключается отличие предлагаемого способа от существующих. Образование азеотропа из бензина и воды происходит при достижении температуры кипения, при этом смесь приобретает новые свойства, которые отличаются от свойств бензина и от свойств воды. Вода мало растворима в бензине при нормальных условиях, поэтому при снижении температуры концентрируется на поверхности полярных сольватных оболочек олеофильных мицелл асфальтенов, при этом дисперсная фаза (мицеллы асфальтенов)
становится более полярной, вплоть до появления заряда на мицеллах. Полярность дисперсионной среды (бензина) не меняется, что способствует потери устойчивости мицеллярной системы асфальтенов. Таким образом, под влиянием молекулярно распределенной воды коагуляция (осаждение) мицелл асфальтенов из бензина протекает эффективнее, этому способствуют процессы гидрофилизации (смачивания водой) мицелл и появления зарядов на их поверхности. Повышение селективности (избирательного растворения) бензина, изначально имеющего низкую селективность (высокую растворяющую способность) к мальтенам и асфальтенам, регулирование которой осуществляется добавлением воды и доведением температуры до температуры кипения азеотропной смеси, является первичным физическим эффектом, т.е. новым техническим свойством. Временное и регулируемое повышение селективности растворителя приводит к улучшению показателей процесса деасфальтизации. Эффективность возрастает на 10-15%. Достигаемое преимущество не было предвидимым, неожиданный результат свидетельствует о соответствии изобретения критерию "изобретательский уровень". Вакуумная хроматография
После очистки от асфальтенов битумную нефть надо анализировать. Обычные спосбы ужасно трудоемки, поэтому возникла естественная потребность в новых методах анализа. Изобретение относится к исследованию или анализу материалов, в частности, к газовой хроматографии для количественного определения высококипящих компонентов битума или нефти. Pat RU №2224995. FIELD: quantitative gas chromatographic fractionation of high-boiling components of oil. SUBSTANCE: fractionation of high-boiling components of oil is carried out under low residual pressure ensuring adherence to proportional dependence of partial pressure of analyzed component on its mole fraction in separating fluid. EFFECT: expanded assortment of separating fluids at high temperatures, diminished smearing of chromatographic stripes of components of analyzed material. Газо-жидкостная хроматография Газо-жидкостная хроматография является частным случаем распределительной хроматографии. Этот метод приобрел огромное значение для аналитических целей, но его все больше приспосабливают и для препаративного разделения веществ. В газо-жидкостной хроматографии фракционирование разделяемых
веществ происходит между двумя фазами — стационарной и движущейся, но в качестве движущейся фазы применяется индифферентный газ — обычно гелий (аргон, азот). Стационарной фазой для разделения высококипящих веществ служат высококипящие и достаточно стойкие при нагреваний растворители — парафины, низкоплавкие многоядерные ароматические углеводороды, эфиры фталевой кислоты и чаще всего полисилоксаны. Для разделения газов или низкокипящих веществ, применяют, например, формамид. Стационарную жидкую фазу наносят на твёрдый пористый носитель — SiO2. Разделительная колонна представляет собой длинную (от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров) тонкую (4—6 мм) трубку, тщательно и равномерно заполненную зернами кизельгура равной величины, смоченными стационарной жидкой фазой. Трубка изогнута так, чтобы она помещалась в термостате, обогреваемом парами кипящей жидкости (в других конструкциях — нагревателем сопротивления). Мощность таких колонок эквивалентна мощности перегонных колонн в сотни и иногда даже в тысячи теоретических тарелок. В емкость вводят исследуемую смесь. Через систему пропускают чистый азот {аргон или гелий). Газы, выходящие из колонки, вводят в анализатор той или иной конструкции (которых много) с автоматической записью. Также часто применяют термоанализатор, непрерывно измеряя теплопроводность выходящей смеси газов либо плотность выходящего газа и сравнивая ее с плотностью чистого гелия в параллельно поставленном контрольном опыте. Чувствительность метода такова, что можно определять 0,001—0,0001% вещества. Газо-жидкостная хроматография широко вошла в практику с начала 50-х годов прошлого столетия и стала одним из незаменимых и главных методов разделения малых количеств веществ —-газов и любых веществ, способных давать давление пара в доли или несколько миллиметров ртутного столба. Гель-хроматография. Еще более новым приемом разделения веществ и их индивидуализации служит использование гелей. Опишем здесь кратко гельхроматографию (гель-фильтрацию). Отличительной особенностью гельхроматографии является то, что в «сшитых» макромолекулах гелей имеются заполненные растворителем молекулярного размера поры определенных габаритов, в которые входят меньшие из разделяемых молекул и не входят большие. Поэтому, в отличив от адсорбционной хроматографии, в гельхроматографии первыми проходят сквозь колонку (и первыми элюируются растворителем) молекул большего размера, а последними — самые малые. Поскольку поры имеют разную величину, то выделяются и средние фракции разделяемых веществ.
Разделительная колонка наполняется зернами лиофильного или гидрофильного геля. Примером первого могут служить природные гелеобразователи — агар, декстрин,например продажные препараты сефадекс G-25 и G-50, или синтетические — полиакриламид, сшитый полистирол. Раствор разделяемых ве ществ медленно просасывают нагнетательным насосом снизу вверх и концентрацию раствора контролируют на выходе по какому-либо физическому показателю, например измерением показателя преломления или спектрофотометрически. В случае надобности раствор циркулируют. Известен способ физико-химического разделения компонентов подвижной фазы при ее движении вдоль неподвижной фазы. Способ заключается в том, что через колонку пропускают непрерывный поток практически неадсорбирующегося (или нерастворяющегося в неподвижной жидкости) газа и в этот газ-носитель у входа в колонку вводят небольшую порцию анализируемой смеси. В этом случае у выхода из колонки в токе газа-носителя сначала появится наименее адсорбирующийся (или наименее растворимый) компонент этой смеси, далее чистый газ-носитель, затем сильнее адсорбирующийся компонент, снова газ-носитель и т. д. Зоны выхода (полосы) компонентов на хроматограмме оказываются отделенными газом-носителем. Недостатком способа является то, что его применение ограничено для разделения высококипящих компонентов, которые сильно адсорбируются на поверхности носителя. Наиболее близким к предлагаемому изобретению, где частично устранен вышеуказанный недостаток, является способ газовой хроматографии с программируемой температурой. Известный способ физико-химического анализа материалов, включающий разделение компонентов подвижной фазы при ее движении вдоль неподвижной фазы с программируемой температурой используют для анализа высококипящих нефтепродуктов. Известный способ обладает и своими недостатками, связанными главным образом с летучестью разделяющих жидкостей при высоких температурах. Задачей предлагаемого изобретения является расширение ассортимента разделяющих жидкостей (неподвижной фазы) при высоких температурах и снижение размывания хроматографических полос анализируемой смеси. Поставленная задача решается тем, что в способе физико-химического анализа материалов, включающем разделение компонентов подвижной фазы при ее движении вдоль неподвижной фазы с программируемой температурой, согласно изобретению, разделение компонентов производят при низком остаточном давлении, обеспечивающем соблюдение пропорциональной
зависимости парциального давления анализируемого компонента от его мольной доли в разделяющей жидкости. Основной параметр хроматографической полосы - характеристика удерживания однозначно связана со значениями термодинамических функций растворения (или адсорбции) анализируемого компонента. Термодинамическая функция растворения (адсорбции), в свою очередь, связана давлением. Известно, что в области низких давлений (доли или несколько мм ртутного столба) форма кривой изотермы растворения приближается к линейной, то есть соблюдается пропорциональная зависимость парциального давления анализируемого компонента от его мольной доли в разделяющей жидкости и скорость растворения (испарения) постоянна для данного компонента. При постоянной объемной скорости газа в колонке скорость прохождения хроматографических полос также постоянна. Эта скорость тем больше, чем хуже адсорбируется (или растворяется) анализируемый компонент, и тем меньше, чем оно лучше адсорбируется (или растворяется). Поэтому хроматографические полосы разных компонентов перемещаются вдоль колонки с постоянными, но разными (присущими только им) скоростями, что и обеспечивает четкое разделение. В этом существенное отличие предлагаемого изобретения от известного способа, в котором разделение компонентов осуществляют в конденсированном состоянии при давлении, чуть выше атмосферного (800-850 мм ртутного столба). При низких остаточных давлениях (на три порядка ниже атмосферного - доли или несколько мм ртутного столба) в колонке хроматографа парциальное давление растворенного компонента определяется только химической природой анализируемого компонента и не зависит от природы разделяющих жидкостей (неподвижной фазы), что позволяет существенно расширить ассортимент этих жидкостей. В этом второе существенное отличие предлагаемого изобретения. Поскольку каждая полоса в газовой фазе передвигается вдоль колонки с постоянной скоростью, то распределение парциального давления, создавшееся у входа в колонку при впуске пробы, переместится к выходу из колонки без изменения (наложения полос других компонентов) и хроматографическая полоса анализируемого компонента запишется детектором без размывания. Пример осуществления способа. Осуществление способа сводится к предварительному определению равновесного давления, при котором производится разделение анализируемых компонентов в стандартном хроматографе. Для определения низкого равновесного давления, при котором соблюдается пропорциональная зависимость парциального давления
анализируемого компонента от его мольной доли, используют кривые изотерм адсорбции анализируемых компонентов. Соответствующие изотермы находят в литературных источниках или определяют статистическим методом по разности введенного количества анализируемого компонента и оставшегося в равновесной газовой фазе (метод испарения жидкости из вакуумной микробюретки, газовый объемный метод). Статические методы применяются обычно при изучении адсорбции индивидуальных газов или паров в вакуумных установках, в которых адсорбент предварительно откачивается при нагреве для удаления ранее адсорбированных компонентов. Наличие посторонних компонентов снижает величину адсорбции и замедляет достижение равновесия. Установка для определения равновесного давления с вакуумной микробюреткой, из которой пар жидкого компонента подводится к ампуле с разделяющей жидкостью. Количество растворенного компонента измеряется по убыли этого компонента в микробюретке за вычетом количества компонента, оставшегося в газовом пространстве над разделяющей жидкостью. Объем этого пространства предварительно измеряется с помощью гелия - газа, растворением которого можно пренебречь. Равновесное давление измеряется манометрами. В газовом объемном методе используется тот же принцип, но источником газа служит газовая бюретка. Например, низкое равновесное давление, при котором соблюдается пропорциональная зависимость парциального давления анализируемого компонента от его мольной доли, для бензола составляет 0,2 мм ртутного столба, а для четыреххлористого углерода - 0,45 мм. Для количественного определения бензола и его гомологов выход колонки хроматографа подсоединяется к вакуум-насосу, который создает и поддерживает в ходе анализа разрежение (остаточное давление) в колонке равное 0,2 мм ртутного столба. В остальном ход анализа по предлагаемому способу ничем не отличается от известных методов хроматографического анализа. Вакуумирование хроматографической колонки до остаточного давления доли мм ртутного столба технически легко осуществимо, позволяет расширить ассортимент разделяющей жидкости (неподвижной фазы) при высоких температурах и обеспечивает повышение четкости разделения компонентов за счет снижения размывания (наложения) хроматографических полос анализируемой смеси.
Вскрытие и опробование нефтяного пласта Краткий лит.обзор Комплексы технологических операций, входящих в заканчивание скважин. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА Продуктивный пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта. Результаты многолетних исследований, проводимых как в лабораторных, так и в промысловых условиях, показали, что воде и глинистые частицы, входящие в состав бурового раствора, во всех случаях отрицательно влияют на проницаемость пласта. Степень влияния зависит от проницаемости и трещиноватости пласта-коллектора, его вещественного состава, значений пластового давления и температуры, противодавления на пласт, развиваемого в процессе вскрытия, проведения спуско-подъемных операций, цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества бурового раствора, продолжительности вскрытия пласта. Промысловая практика показывает, что во всех случаях проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Это находит отражение в удлинении сроков освоения скважин, снижении их производительности, неравномерности выработки залежей, снижении нефтеотдачи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ. Глубина проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора и их количество при прочих равных условиях в значительной степени определяются перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Избыточное давление на ряде месторождений доходит до 20 МПа. Естественно, при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата и бурового раствора, в особенности при продолжительном вскрытии и применении буровых растворов недостаточно высокого качества с высоким показателем фильтрации. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора и с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной. Исследования показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 °С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными.
Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный пласт: вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны; образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны; удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах; при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта. В зависимости от молекулярной природы пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или отсутствия набухающих глин, характера депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них. Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного пласта путем бурения и перфорации, а также качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше и надежнее учтены в конструкции скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин. Можно утверждать, что первым этапом положительного решения проблемы повышения степени извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований. ФАКТОРЫ ВСКРЫТИЯ Продуктивные пласты нефтяных и газовых месторождений представлены коллекторами гранулярного, трещинного и смешанного типов. Размер фильтрационных каналов варьирует от долей микрона до нескольких сантиметров (каверны и трещины). Разнообразен минералогический состав пород коллектора - кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором, в результате чего изменяются параметры фильтрационных каналов. Нефтегазоносные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, при взаимодействии которых с буровым раствором, или его фильтратом могут образовываться осадки, закупоривающие фильтрационные каналы. Продуктивные пласты при бурении вскрывают как на стадии проведения поисково-разведочных работ, так и при разбуривай залежи с целью ввода ее в
эксплуатацию, в основном с применением глинистого бурового раствора на водной основе (нормальной плотности или утяжеленного мелом, баритом, гематитом). При пластовом давлении, равном гидростатическому или ниже него, для вскрытия пласта применяют глинистые растворы плотностью Р = 1150...1250 кг/м3, а при пластовом давлении выше гидростатического - глинистые растворы, утяжеленные мелом ( Р= 1440...1450 кг/м3), баритом и гематитом ( Р = 1800...2200 кг/м3). Одни и те же глинистые растворы применяют для вскрытия различных пластов-коллекторов - песчаных, алевритовых, имеющих различные вещественный состав, текстуру и . структуру, состав и тип цементирующих веществ, степень отсортированности и окатанности обломочного материала и другие свойства, в сумме отрицательно влияющие на емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов подобного типа. С применением же глинистых растворов вскрывают карбонатные коллекторы и другие коллекторы трещинного типа. В карбонатных породах могут быть развиты не только гранулярный и трещинный типы пористости, но также карстовый тип, благодаря которому, главным образом, в карбонатных породах образуются крупные полости изменчивой конфигурации. В настоящее время все эти особенности, к сожалению, не учитываются в процессе вскрытия пласта, так как промежуточный результат - успешное окончание бурения скважины - пока является основным показателем деятельности буровых предприятий. Однако вскрытие продуктивных пластов с использованием указанных растворов, содержащих различные химические реагенты и полимеры, приводит к ухудшению фильтрационной характеристики пластов в призабойной зоне. Анализ состояния вскрытых нефте- и газоносных пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды позволяют сделать вывод о том, что продуктивные пласты в основном вскрывают без учета геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей. Основная цель геологоразведочных работ на нефть и газ заключается в установлении истинной нефтегазоносности и коллекторских свойств продуктивных пластов. Эта цель достижима только при качественном вскрытии и опробовании пластов. Необходимо применять такие способы вскрытия и опробования перспективных участков разреза, при которых сохранялось бы естественное состояние коллектора и, следовательно, были получены достаточно надежные результаты опробования на промышленный приток нефти и газа. Только такие данные, которые отражают фактическое состояние коллектора, могут быть использованы для оценки общих и извлекаемых запасов нефти и газа. Недостаточный учет геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов в процессе бурения может привести к совершенно неправильным выводам об истинной нефтегазоносности объекта и даже к тому, что некоторые продуктивные пласты в разрезе могут быть пропущены. В нефтепромысловой практике встречается немало фактов, когда скважины, при бурении которых отмечались интенсивные нефтегазопроявления, после ввода их в эксплуатацию либо совсем не давали притока нефти и газа, либо имели очень низкую производительность. Подобное положение значительно снижает технико-экономические показатели разработки отдельных
залежей и сдерживает своевременное выявление нефтегазоносности на перспективных площадях. Многолетняя практика применения буровых растворов на водной основе и лабораторные исследования показывают, что проникновение фильтрата и бурового раствора в пласт в период вскрытия является основной причиной ухудшения его коллекторских свойств. По результатам лабораторных исследований установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость пористой среды на 50 % и более. Лабораторные исследования показали, что добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его структурно-механические свойства, снижает естественную проницаемость коллектора. Были исследованы закупоривающие свойства растворов химических реагентов и солей, широко применяемых для обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов химических реагентов и солей различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы. Анализ полученных лабораторных данных показал, что все исследованные химические реагенты в различной степени снижают проницаемость породы. Наибольшая степень закупоривания пористой среды отмечена при использовании гипана, УЩР. КССБ, ТПФН. Водные растворы этих химреагентов снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после воздействия которой коэффициент восстановления проницаемости составляет 60 %. Закупоривающие свойства водного раствора гипана резко проявляются с ростом содержания его в растворе. После прокачивания 10%-ного раствора гипана образцы породы стали практически непроницаемыми. Установлено, что из числа всех исследованных растворов реагентов и солей в наименьшей степени снижают проницаемость породы растворы хроматов калия или натрия и хлористого кальция. В результате применения глинистых растворов в ряде случаев вследствие кольматации необратимо снижается проницаемость пород в призабойной зоне, что вызывает значительное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы бурового раствора, в особенности глины, во вскрываемый пласт необратимо закупориваются его поры, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля. Для более полного представления о механизме кольматации поровых каналов гранулярных коллекторов ВНИИБТ проводились микроскопические исследования кольматационного слоя. Было установлено, что глубина кольматации образцов пород с высокой проницаемостью составляет в среднем Т>-6 мм, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм. На основании исследований сделано следующее заключение относительно изменения проницаемости продуктивного пласта при бурении: при исходной проницаемости 0,1-0,5 мкм после вскрытия она уменьшается на 50-30 %; при исходной проницаемости 1,О-2,0 мкм после вскрытия она уменьшается на 25-20 %. Следует отметить, что при наличии в продуктивном пласте зон и прослоев с низкой проницаемостью продуктивность скважины в большинстве случаев снижается необратимо.
Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне при проникновении в пласт фильтрата буровых растворов показывает, что часть перового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого нефть (газ) при движении к забою во время освоения скважины встречает труднопреодолимое препятствие, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется - часть ее остается в призабойной зоне, что снижает дебит скважин. Наибольшее количество воды не извлекается из пластов и прослоев с низкой проницаемостью вследствие проникновения воды в поровые каналы в результате капиллярного впитывания. Значительная глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода к его вскрытию. Проникновение фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости. Наиболее значительно уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной зоне. В связи с тем, что в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины происходит взаимное диспергирование воды (фильтрата) и нефти, то в определенных условиях в призабойной зоне в поровом пространстве пород может образоваться устойчивая эмульсия. Этому благоприятствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, которые являются эмульгаторами. В определенных условиях в пласт может проникать часть выбуренной породы. Объясняется это тем, что при использовании глинистого раствора отделение частиц породы от поверхности забоя затрудняется вследствие скопления на забое слоя глинистого шлама. При этом ослабевает ударное воздействие долота и происходит повторное измельчение уже сколотой породы. В таких условиях естественно предположить, что часть шлама может проникнуть в пласт, в особенности, если последний представляет собой трещинный коллектор. Как уже отмечалось, проникновение воды (фильтрата буровых растворов на водной основе) в поровые каналы пласта-коллектора с низкой проницаемостью необратимо снижает его естественную проницаемость. Вода связывается с поверхностью стенок поровых каналов вследствие капиллярных сил и образования адсорбционных слоев. Очевидно, что способность таких твердых тел, как породы-коллекторы, взаимодействовать с водой определяется их свойствами: химическим составом, типом кристаллической решетки, состоянием поверхности. Для поверхностных явлений, к которым относится взаимодействие жидкой и твердой фаз, особое значение имеет поляризация взаимодействующих поверхностей: чем больше некомпенсированных электростатических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется. Способность тела смачиваться водой зависит от состояния его поверхности. В ряде случаев молекулы твердой фазы вступают в химическое взаимодействие с водой. При этом в результате переходу ионов твердого тела в раствор его поверхность приобретает заряд. Кроме того, возможно образование новых химических веществ (кристаллогидраты, гидроокиси и т.п.), поверхность которых хорошо смачивается водой. На взаимодействие пород-коллекторов с водой оказывает влияние наличие в ней посторонних ионов. Адсорбционный слой воды на поверхности пород может образовываться как при непосредственном соприкосновении с водой, так и при конденсации ее паров.
По термодинамическим свойствам прочно связанная вода по существу представляет собой новую фазу. Адсорбированная вода отличается от обычной некоторыми аномальными свойствами. При соприкосновении воды с гидрофильной поверхностью происходит гидратация этой поверхности, т.е. адсорбция молекул воды. Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает значительные трудности для перемещения адсорбированных молекул воды, поэтому адсорбционный слой обладает значительным сопротивлением сдвигу. Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следующий слой молекул, также ориентируя их по направлению силовых линий молекулярного поля твердой поверхности. Второй слой адсорбированных молекул воды притягивает третий, третий - четвертый и так до тех пор, пока энергия силового поля твердого тела не станет меньше энергии броуновского движения. Особенностями структуры адсорбционного слоя, составленного из цепочек молекул воды, тянущихся в глубь жидкости, объясняются многие свойства пленок адсорбированной воды, резко отличающейся по свойствам от обычной воды. Одной из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной воды с породамиколлекторами является их расклинивающее действие - возникновение давления, создаваемого сольватными адсорбционными слоями в микротрещинах твердого тела. Исходя из этого, можно предположить, что в процессе освоения скважины и ее эксплуатации в известных условиях из пласта может быть извлечено лишь незначительное количество воды, связанной с породой в результате адсорбции и действия капиллярных сил.
РЕКОМЕНДАЦИИ При вскрытии продуктивного пласта основная задача заключается в том, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора. В подавляющем большинстве случаев продуктивные пласты вскрывают без учета физикогеологических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов. Это приводит к тому, что в ряде случаев искажаются данные об истинной нефтегазоносности отдельных продуктивных залежей, эффективной толщине пласта, значительно снижаются производительность скважин и нефтегазоотдача пласта. Повсеместное применение глинистых растворов при вскрытии пласта является основной причиной ухудшения фильтрационной характеристики пористой среды. Наибольший вред пласту при этом наносится в тех случаях, когда коллектор характеризуется низкой проницаемостью, присутствием в продуктивной части разреза набухающих глинистых частиц. Весьма неблагоприятные условия для вскрытия продуктивных пластов создаются при разведочном бурении на нефть и газ на больших глубинах, когда в ряде случаев приходится применять утяжеленные буровые растворы плотностью 2200 кг/м3. В этих условиях в продуктивный пласт проникают не только фильтрат бурового раствора, но и частицы утяжелителя, которые необратимо снижают проницаемость пласта в призабойной зоне. Положение усугубляется еще, тем, что при большой глубине и применении утяжеленных буровых растворов повышение гидродинамического давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных
операций вызывает гидравлический разрыв пласта, вследствие чего в него проникает большое количество, жидкости и твердой фазы. Нельзя считать, допустимым, когда в процессе вскрытия продуктивного пласта, в особенности на больших глубинах, допускаются перепады давлений, достигающие 10 МПа и более. Совершенно недопустимо, когда продуктивные пласты, в которых давление ниже гидростатического, также вскрывают с применением глинистого раствора. В этих условиях, естественно, коллекторские свойства пласта настолько ухудшаются, что производительность скважин уменьшается в несколько раз. Целесообразно, чтобы единый проект на сооружение скважин включал два самостоятельных законченных раздела: 1) бурение скважин до кровли продуктивного пласта; 2) вскрытие продуктивного пласта, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация и освоение. Во втором разделе проекта должны быть отражены следующие основные вопросы, подлежащие изучению- в процессе вскрытия и освоения нефтегазоносного пласта: 3)определение типа бурового раствора, позволяющего сохранить естественную проницаемость пласта; 4)изучение физических свойств коллектора и его вещественного состава; 5)определение положения водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контакта; 6)определение порядка опробования продуктивных пластов и прослоев в продуктивной части разреза; 7)изучение возможной нефтеотдачи отдельных пластов и прослоев в продуктивной части разреза; 8)выделение объекта эксплуатации. Если геолого-физические свойства продуктивного пласта позволяют бурить ствол скважины до конечной глубины, включая интервал залегания продуктивного пласта, с использованием одного бурового раствора, то эксплуатационную колонну следует спускать до забоя. Если же буровой раствор, успешно используемый при бурении ствола скважины, может отрицательно повлиять на проницаемость коллектора, то колонну надо спускать до кровли продуктивного пласта, а для вскрытия его применять буровой раствор другого типа. Рекомендуются следующие области применения различных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов с учетом геолого-физических свойств коллектора. Если пластовое давление выше гидростатического, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то продуктивный пласт целесообразно вскрывать с применением утяжеленных растворов на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц и характеризуется высокой
проницаемостью, можно применять утяжеленные растворы на водной основе с добавлением специальных ПАВ. При этом утяжелители должны растворяться в кислотах. Если пластовое давление равно гидростатическому, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то наиболее приемлемы буровые растворы на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц, проницаемость высока или имеет среднее значение, то можно применять безглинистые буровые растворы на водной основе с добавлением ПАВ. Если пластовое давление ниже гидростатического, то независимо от свойств коллектора, при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта нужно исходить из значения пластового давления. При пластовом давлении, равном 0,8-1, гидростатического, можно вскрывать продуктивную часть пласта с применением растворов на нефтяной основе. Указанные рекомендации в равной степени относятся к процессам перфорации и глушения скважин.
СПОСОБЫ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Под первичным вскрытием условимся понимать комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия.
Рис. 1. Схемы оборудования нижнего участка скважины при вскрытии продуктивной залежи: 1 - обсадная колонна; 2 - фильтр; 3 - цементный камень; 4 - пакер или подвесное устройство; 5 перфорационные отверстия; 6 - продуктивная залежь; 7 - потайная обсадная колонна; 8 водоносный пласт При одном способе (рис. 1, а) к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации. Способ имеет ряд достоинств: состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским свойствам пласта при бурении, можно применять специальные, достаточно дорогие виды промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена;
уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление нижнего участка скважины; исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором; отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной, фильтрация же пластовой жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее стенок. Этот способ можно применять только в том случае, если продуктивный пласт сложен прочной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а коллекторские свойства по его толщине изменяются незначительно. Другой способ первичного вскрытия (рис. 1, б) отличается от рассмотренного тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцементированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб. Наиболее широко распространен способ, показанный на рис. 1, в. Здесь продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину. Cпособ позволяет избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей. Способ имеет и существенные недостатки. Во-первых, состав и плотность промывочной жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, не перекрытой предыдущей обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальности в одном из вышележащих объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривании последнего придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта использовать специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если она не будет поглощаться в вышележащие породы. Во-вторых, продуктивный пласт может существенно загрязняться тампонажным раствором, поскольку избыточное давление при цементировании обычно значительно больше, чем при бурении.
В третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности несцементированных и слабосцементированных коллекторов; под воздействием депрессии, создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения - песок и более тонкие илистые частицы. Иногда, чтобы предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором, применяют способ вскрытия, показанный на рис. 1, г. От предыдущего он отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта. Способ можно применять только в тех случаях, когда применимы первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают так же, как и при третьем из рассмотренных способов. Если один способ первичного вскрытия показан на рис. 1, д. До начала разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него толщу пород укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость. Этому способу присущи основные достоинства первых трех. Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, расположенного немного (на 100-300 м) выше кровли продуктивного пласта, можно практически полностью исключить опасность загрязнения последнего тампонажным раствором. Если применять потайную колонну такого же диаметра, как диаметр эксплуатационной колонны при третьем из рассмотренных способов, стоимость строительства скважины будет более высокой. Этот способ не позволяет также предотвратить разрушение коллектора при создании значительной депрессии. Дебит скважины возрастает с увеличением поверхности ствола, через которую фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности фильтрации. Один из них - создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать его можно в том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью и сложен в основном устойчивой породой.
ИСПЫТАНИЕ При испытании пластов по схеме «снизу вверх» в заканчивание входят следующие операции: вскрытие пласта в процессе бурения, геофизические исследования, спуск и цементирование обсадной колонны, перфорация колонны против самого глубокозалегающего пласта, испытание этого пласта и его изоляция, перфорация колонны против вышерасположенного пласта и его испытание. Эти операции продолжаются до завершения испытания самого верхнего горизонта в геологическом разрезе скважины. В случае испытания пластов по схеме «сверху вниз», когда все вышерасположенные перспективные горизонты испытываются в процессе бурения по мере углубления скважины, в заканчивание входят три операции: вскрытие, испытание самого нижнего пласта и геофизические исследования.
Так же как при заканчивании эксплуатационных скважин, в указанный комплекс при проводке разведочных скважин дополнительно могут входить процессы по интенсификации притока и по креплению пород призабойной зоны пласта. Вскрытие, испытание и опробование пластов занимают особое место в комплексе заканчивания, так как они являются начальной стадией данного цикла работ и от их качества зависит эффективность последующих операций, проводимых в эксплуатационных и разведочных скважинах. Основным показателем качества вскрытия пластов в процессе бурения является максимальное сохранение коллекторских свойств пород призабойной зоны, а целью опробования и испытания пластов в бурящихся скважинах — определение естественных геолого-физических параметров пласта. Исходя из этого, наметились основные направления в развитии методов вскрытия, опробования и испытания пластов. Так, совершенствование методов вскрытия пластов проводится по двум основным направлениям: создание техники и технологии вскрытия пластов с аномально большими пластовыми давлениями и разработка методов вскрытия пластов, в которых давления меньше гидростатического давления. Первое направление в основном охватывает проблему вскрытия пластов в разведочных скважинах и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, а по второму направлению происходит совершенствование методов вскрытия пластов для истощенных месторождений с целью извлечения остаточных запасов нефти из залежей, не участвующих в разработке. Многообразие геологических, физических, технических и других особенностей проводки скважин не позволяет создать универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который мог бы максимально сохранить естественную характеристику горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно: изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок к ним для временной закупорки поровых каналов пласта; получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам однородна с пластовой жидкостью, и разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт. В каждом отдельном случае метод вскрытия продуктивного пласта выбирается в зависимости от физико-геологических особенностей коллектора и физико-химической характеристики пластовой жидкости, при этом в первую очередь учитываются величины пластовых давлений, проницаемость и вещественный состав призабойной зоны, наличие в разрезе пласта набухающих глин, степень трещиноватости. Совершенствование методов вскрытия продуктивных пластов с давлением на забое выше гидростатического и с давлением, равным гидростатическому, проводится изменением плотности бурового раствора. При этом к буровым растворам в основном предъявляются требования обеспечения минимального проникновения фильтрата и твердых частиц в горные породы, слагающие призабойную зону пласта; недопущения взаимодействия фильтрата с глинистым материалом, находящимся в продуктивном пласте; предотвращения образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; обеспечения необходимой стабильности раствора при высоких температурах, давлении и при контактировании с пластовой водой, а также обеспечения сравнительно легкого удаления проникших в пласт фильтрата и твердых частиц при испытании скважин.
Эти требования справедливы при оценке любой жидкости, применяемой для вскрытия пластов. Опыт показал, что наиболее распространенными при бурении скважин являются буровые растворы на водной основе, однако их отрицательное воздействие на продуктивную зону делает нежелательным их использование при вскрытии пластов без специальной химической обработки. Меньшее влияние на ухудшение естественных параметров пласта оказывают эмульсионные растворы, приготовляемые из воды и нефти с добавлением эмульгаторов (крахмала, КМЦ, бентонита и др.). Эти растворы обладают меньшей плотностью, водоотдачей и лучшими смазывающими свойствами, что положительно влияет на качество вскрытия пластов по сравнению с обычными буровыми растворами на водной основе. Применение эмульсии «вода в нефти» на некоторых месторождениях позволило получить удельную продуктивность скважин в 4—20 раз большую, чем при вскрытии пластов с промывкой забоя водой или буровым раствором на водной основе. Однако наличие воды в эмульсионных растворах вызывает определенные изменения в пласте. Уменьшением количества воды в эмульсии «вода в нефти» получают промывочные растворы на нефтяной основе, которые изготовляются из сырой нефти или дизельного топлива с добавлением различных химических компонентов. Свойства данных растворов (вязкость, плотность, фильтрация, стабильность и др.) регулируются в широких пределах. Так, плотность растворов на нефтяной основе может быть изменена от 0,9 до 2,2 г/см3, а фильтрация может быть доведена до нуля. Указанные растворы сохраняют стабильность при забойных температурах до 200° С. Вода, содержание которой в растворе не превышает 3%, не оказывает существенного влияния на породы призабойной зоны, поэтому при вскрытии пластов обеспечивается максимальное сохранение естественных параметров пласта. К данным промывочным жидкостям может быть отнесена обычная нефть. Применение сырой нефти при вскрытии пластов, так же как и растворов на нефтяной основе, устраняет глинизацию и обводнение пласта, а поэтому обеспечивает высокое качество вскрытия пластов. Наиболее приемлемой для вскрытия пластов является нефть, добываемая на данном месторождении, так как она имеет одинаковые свойства с пластовой нефтью и, проникая в пласт, не вызывает существенных изменений в призабойной зоне. Опыт показывает, что использование растворов на нефтяной основе или нефти обеспечивает повышение продуктивности скважин в 1,5 раза и более. В США указанные растворы получили наибольшее распространение на месторождениях, характеризующихся низкими пластовыми давлениями. У нас их используют как при вскрытии пластов, так и при бурении с отбором керна. В практике вскрытия пластов применяют также буровые растворы с добавками, предназначающимися для временного перекрытия поровых каналов породы пластов. Затухание фильтрации жидкой фазы промывочного раствора и проникновение в пласт твердых частиц в значительной степени зависят от образования искусственных барьеров в поровых каналах призабойной зоны. С этой целью в буровые растворы добавляют калиброванные твердые частицы, которые вызывают быстрое образование моста в каналах (трещинах) пласта. В отличие от наполнителей, используемых в процессе бурения скважин для перекрытия зон поглощений, указанные добавки должны обеспечивать временную закупорку пор пласта и быстрое восстановление проницаемости призабойной зоны при освоении скважин. Все указанное выше относится в основном к вскрытию пластов с давлением, превышающим гидростатическое.
Депрессия Особое место в проблеме совершенствования процесса вскрытия пластов занимают вопросы повышения качества вскрытия пластов с давлениями ниже гидростатического. Если при вскрытии продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено при испытании пластов путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе «пласт- скважина» могут быть обеспечены большие перепады давлений, то ущерб, нанесенный породам призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями, устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют возбудить притока жидкости (газа) из призабойной зоны. Поэтому вопросы качества вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и низкой проницаемостью имеют особо важное значение. Решение этих вопросов потребовало разработать специальные жидкости и промывочные агенты, а также методы вскрытия пластов без избыточного давления на призабойную зону, основным признаком которых является возможность регулирования давления на забой в определенных пределах, не превышающих пластового давления. Регулирование гидростатического давления на забой скважины может быть достигнуто изменением плотности бурового раствора. Однако плотность буровых растворов может изменяться только в определенных пределах. Поэтому в ряде случаев для вскрытия пластов применяют методы бурения, обеспечивающие сохранение давления на забое скважины либо равным пластовому, либо меньше его (бурение при сбалансированном давлении и бурение с депрессией на пласт). За последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью за рубежом применяют метод бурения под низким давлением. Сущность указанного метода заключается в том, что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление его на забой было меньше пластового. В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов), Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты. Бурение в продуктивных горизонтах, в которых пластовое давление ниже гидростатического давления жидкости, заполняющей скважину, сопровождается частичными поглощениями бурового раствора, а в сильнодренированных пластах могут быть полные поглощения бурового раствора. Применение в этих случаях обычных методов бурения приводит к значительным снижениям проницаемости пласта, так как вскрытие пласта происходит при больших перепадах давления между скважиной и призабойной зоной. Наиболее рациональными для вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями являются методы бурения без избыточного давления.
Бурение по традиционной технологии с противодавлением (репрессией) на продуктивный пласт, как показано выше, сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия на репрессии на продуктивный пласт является ухудшение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, и, как следствие, существенное снижение его потенциального дебита; продолжительные затраты времени на освоение скважины; низкий коэффициент нефтеотдачи пластов. Особенно отрицательное влияние вскрытия продуктивного пласта в цикле заканчивания скважины на репрессии сказывается на месторождениях с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатических), в том числе, на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудно извлекаемой нефтью.
Мировой опыт строительства скважин однозначно указывает направление, при котором возможно достижение максимального успеха – это вскрытие продуктивных пластов на депрессии, то есть при давлении ниже пластового. Широкое внедрение этой технологии в зарубежных странах с развитой нефтегазовой промышленностью показали перспективность и обозначили ряд ее существенных преимуществ перед прежней технологией: -значительное повышение продуктивности нефтяных пластов; -сокращение затрат и времени на освоение скважин; -повышение коэффициента извлечения продукции пластов; -повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента; -предотвращение поглощений бурового раствора; -снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.
Технология бурения скважин на депрессии нашло развитие в ЛУКойл-Бурение-Пермь, которое в России является лидером по объему внедрения (более 70 скважин). Создание депрессии (снижения давления) на продуктивный пласт осуществляется за счет промывки скважины в процессе бурения газированной нефтью, то есть самой легкой пластовой жидкостью, которая, к тому же, не может испортить продуктивный пласт. В отличие от промывки буровыми растворами на водной основе, когда значительные количества фильтрата проникают в пористую среду и навсегда там остаются.
Суть этой технологии заключается в том, что при бурении на депрессии, в процессе всего времени бурения участка ствола в продуктивном горизонте, давление в скважине постоянно поддерживается ниже давления в пласте. Таким образом исключается загрязнение пласта частицами выбуренной породы. В пласт не проникает никакая жидкая фаза промывочной жидкости, а наоборот, идет регулируемый приток в скважину пластовых флюидов. За счет этого
технология позволяет в максимальной степени сохранить коллекторские свойства продуктивного горизонта.
Газирование нефти осуществляется компрессором, оснащенным специальным устройством, снижающим содержание кислорода в газовой смеси. Снижение содержания кислорода в газовой смеси необходимо для предотвращения образования взрывоопасной смеси с парами углеводородов нефти. Объем подаваемого азота регулируется с целью поддержания необходимой плотности газонасыщенной нефти, используемой в качестве промывочной жидкости. Окончательный режим работы определяется показаниями глубинных манометров. По этим показаниям выбирается оптимальный режим аэрации (газирования), при котором соотношение фаз азота и нефти в газированной нефти обеспечивал бы благоприятный режим создания депрессии на продуктивный пласт при вскрытии.
Эта технология и обеспечивает нужную депрессию, которая сохраняется в течение всего времени бурения продуктивного горизонта скважины. При этом, как указывалось выше, обеспечивается регулируемый приток пластовых жидкостей из вскрываемого продуктивного пласта. Очень важно, чтобы оборудование устья скважины исключало неуправляемое нефтегазопроявление в процессе бурения, сделать его контролируемым, исключить любую возможность неуправляемого роста давления и фонтанирования скважины. Система для бурения на депрессии, в отличие от классической циркуляционной, должна быть абсолютно герметичной. Обеспечивается полная изоляция затрубного пространства устья скважины системой превенторов и герметизатором фирмы Шаффер. Для бурения горизонтальных скважин требуется использовать верхний привод, который позволит с большей безопасностью проходить горизонтальный ствол скважины на депрессии.
Самым простым методом является обычное ударное бурение. Отсутствие перепада давления бурового раствора при ударном бурении устраняет вредные воздействия его на породы призабойной зоны пласта. Благодаря этому, а также преимуществам данного метода по сравнению с вращательным способом бурения (легкость оборудования, небольшая его стоимость и др.) этот метод использовался при вскрытии пластов в неглубоких скважинах ряда нефтяных месторождений США. В течение длительного времени в США применялся комбинированный способ проходки скважин с низким пластовым давлением, когда весь ствол скважины до продуктивного пласта проходили роторным способом, а вскрывали пласт ударным способом бурения. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими давлениями в них достигается применением метода бурения с продувкой забоя воздухом или газом, когда вместо промывочной жидкости для очистки забоя используют газообразный агент, который не оказывает противодавления на продуктивный пласт, и тогда вскрытие сопровождается притоком пластовой жидкости или газа в скважину. Кроме этого, данный способ обеспечивает значительное увеличение скорости бурения и, следовательно, уменьшает продолжительность процесса вскрытия пласта.
Опыт показал, что применение газообразных агентов наиболее экономично при вскрытии пластов на газовых месторождениях, когда для очистки забоя от выбуренной породы используют газ из соседних скважин. Однако при значительных притоках пластовой жидкости требуется увеличение расхода воздуха (или газа) в 2—3 раза или применение специальных пенообразующих веществ. В этих случаях вскрытие пластов проводят с промывкой забоя аэрированной жидкостью или пеной (двухфазной или трехфазной). В зависимости от соотношения количества сжатого воздуха (газа) и бурового раствора, подаваемых в скважину, устанавливается определенное давление на забой. Газообразные агенты, аэрированные жидкости и пены достаточно широко применяют при бурении скважин на нефтяных месторождениях США. У нас в стране также накоплен определенный опыт по использованию данных методов при бурении и вскрытии пластов с низкими пластовыми давлениями или с низкой проницаемостью пород. На отечественных месторождениях расширяется объем применения метода вскрытия пластов с местной циркуляцией промывочной жидкости, позволяющий вскрывать пласты при сбалансированном давлении в системе «скважина—пласт». На разрабатываемых месторождениях распространено бурение горизонтально-разветвленных скважин. Рациональный метод вскрытия пласта может быть подобран и применен только в том случае, если будет обеспечена объективная оценка эффективности его применения. Оценку эффекта от использования того или другого метода вскрытия пласта путем сравнения эксплуатационных характеристик вновь вскрытого продуктивного горизонта с аналогичными данными по соседним скважинам вряд ли можно считать правильной, поскольку приходится брать для сравнения скважины, испытание пластов в которых проводилось после крепления ствола обсадной колонны, цементирования и перфорации. Более того, как показывает анализ близко расположенных скважин (например, скважины Мухановского месторождения Самарской области), нередко приходится иметь дело со значительной изменчивостью их эксплуатационных характеристик. Поэтому целесообразно определить степень влияния бурового раствора не на начальный дебит скважины, законченной бурением, а на изменение проницаемости призабойной зоны пласта и соответственно на начальный коэффициент продуктивности скважины. Эти параметры, а также и другие характеристики продуктивных пластов должны быть определены в процессе бурения скважины, когда вскрытие и испытание пласта могут производиться без промежуточных технологических операций. Поэтому за последнее десятилетие совершенствование методики испытаний пластов шло по пути максимального приближения процесса испытания к вскрытию объектов в бурящихся скважинах до спуска обсадной колонны. По ранее существовавшей методике предусматривалось испытание пластов по схеме «снизу— вверх» после окончания бурения скважин и спуска обсадной колонны. Указанная методика обеспечивает длительное нахождение скважины в испытании вплоть до ввода ее в пробную эксплуатацию и получения необходимой информации об испытываемом объекте. Однако испытание пластов после спуска обсадной колонны производится после длительного воздействия бурового раствора на пласт, что может сильно снижать естественные параметры пласта; на пласт оказывает определенное влияние цементный раствор при креплении скважины; наличие перфорированной металлической колонны также влияет на искажение
данных о пласте и, наконец, переход с одного объекта на вышележащий требует значительных затрат времени и материальных средств. Следует также отметить, что в случае непродуктивной скважины испытание пластов по указанной методике приводит к непроизводительному расходованию обсадных труб, цемента и времени на крепление ствола скважины. Поэтому данную методику применяют при испытании пластов в эксплуатационных скважинах, где известен геологический разрез и испытание продуктивного горизонта фактически является частью освоения скважины, после чего ее сдают в эксплуатацию, а также при испытании пластов в разведочных скважинах, бурящихся в сложных геологических условиях (наличие в разрезе неустойчивых пластов, поглощений, возможность возникновения выбросов и т. д.). За последнее время в отечественной и зарубежной практике широко распространены методы испытания пластов в процессе бурения скважин по схеме «сверху—вниз», когда испытания объекта проводят в открытом стволе по мере углубления скважины до спуска обсадной колонны при помощи специальных забойных инструментов — испытателей пластов. Наибольшее распространение у нас в стране и за рубежом получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на трубах с опорой инструмента на забой.
Методика испытаний пластов по схеме «сверху—вниз» имеет ряд преимуществ, так как между вскрытием и испытанием пласта нет технологических операций, поэтому сокращается период времени между ними и уменьшается отрицательное воздействие бурового раствора на призабойную зону до испытания объекта. Испытание пластов в процессе бурения скважин требует значительно меньше времени и приводит к экономии материальных средств. Получение необходимых сведений о пласте в процессе бурения позволяет корректировать задачи, решаемые с помощью данной скважины и в случае отсутствия продуктивных объектов ликвидировать ее до спуска обсадной колонны, что приводит к экономии обсадных труб. Однако указанный метод не может быть признан универсальным способом, в равной степени эффективным во всех условиях бурения скважин. Так, при наличии двух или нескольких вскрытых пластов, а также в случае нахождения в разрезе испытываемого пласта нескольких прослоев с различной проницаемостью пород определить физические параметры отдельных участков пласта при помощи испытателей пластов с опорой на забой невозможно. Кроме того, невозможно также установить, из какой части пласта происходит приток пластовой жидкости. Значительно осложняются работы по испытанию объекта, расположенного на значительной высоте от забоя. Поэтому для проведения качественного испытания процесс углубления скважины вынуждены прекращать досрочно и производить испытаний пласта. Правда, в практике испытания пластов имеют случаи применения компоновки испытателей пластов с опорой на забой с двумя пакерами, но этот вид поинтервального испытания можно применять, когда объект, подлежащий испытанию, располагается на небольшой высоте от забоя. Поэтому до сих пор актуальной проблемой в области дальнейшего совершенствования методики испытания пластов в процессе бурения скважин остается стремление максимального сближения процессов вскрытия и испытания продуктивных горизонтов, проведение всего комплекса работ (отбор керна, геофизические исследования и испытание пластов) непосредственно в процессе бурения скважин и возможность испытания пластов как по схеме «снизу—вверх», так и «сверху—
вниз» до спуска обсадной колонны независимо от расположения испытываемого объекта от забоя скважины. Достижением в этой области стало создание и использование опробователя пластов, спускаемого в скважину на кабеле-тросе, который позволяет опробовать небольшие участки пласта после извлечения бурильных труб на поверхность. В методическом отношении этот инструмент позволяет опробовать объект независимо от его расположения над забоем. Однако малый объем отбираемой пробы (6—8 л) не всегда позволяет получить данные о характере насыщения пласта, а точечный отбор пробы при неоднородной структуре пласта может привести к ошибочным выводам. Тем не менее опробователи пластов на кабеле-канате получили распространение у нас в стране и за рубежом. Испытание и опробование пластов как технологические операции, проводящиеся в скважинах, отличаются друг от друга техникой, технологией и объемами информации, получаемой о пласте в процессе бурения. Испытание пластов в процессе бурения, осуществляемое при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах, сопровождается, как правило, отбором значительных объемов пластовой жидкости (газа) в бурильные трубы и обязательным проведением гидродинамических исследований пласта. Опробование пластов в процессе бурения осуществляется при помощи опробователей, сопровождается отбором небольших объемов пластовой жидкости (газа) в рабочие емкости пробоотборника и регистрацией пластового давления и температуры. Сохранение потенциальной продуктивности пластов при первичном вскрытии. Повышение качества первичного вскрытия каждого продуктивного пласта многопластового объекта разработки, каким является горизонт Д, Ромашкинского месторождения в поздней стадии разработки, когда увеличилась неоднородность по пластам и по различным параметрам, является одной из основных задач по увеличению добычи нефти, сокращению затрат на эксплуатацию скважин. Естественно, что для повышения качества вскрытия необходимо определить основные причины, вызывающие ухудшение естественной, или, как принято называть, потенциальной продуктивности пластов в процессе бурения. Изучению этих причин посвящены многие работы. Отметим основные выводы этих исследований о влиянии отдельных факторов на степень отрицательного воздействия бурового раствора на пласт, имеющих существенное значение для условий Ромашкинского месторождения: • набухание глинистых частиц пластов при продолжительном контакте с буровым раствором и образование устойчивых водонефтяных эмульсий под влиянием капиллярных сил; • глубокое проникновение в призабойную зону пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора; • наибольший вред буровые растворы приносят низкопроницаемым пластам, а также продуктивным горизонтам с низким пластовым давлением; • отрицательное влияние бурового раствора растет с увеличением времени контакта с пластом и перепада давления между стволом скважины и призабойной зоны.
С целью уменьшения отрицательного воздействия бурового раствора на призабойную зону должны соблюдаться следующие требования: • обеспечение минимального проникновения фильтрата и твердых частиц в призабойную зону пласта; • недопустимость реакции и образования различных осадков в поровых каналах за счет взаимодействия с глинистыми частицами и жидкостью пласта; • обеспечение сравнительно легкого удаления проникших в пласт фильтрата и твердых частиц при освоении скважины.
С целью повышения эффективности вскрытия пластов в процессе бурения на Ромашкинском месторождении используются растворы на углеводородной основе (РУО), обращенные гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР). В ТатНИПИнефть разработана комплексная технология вскрытия и разобщения продуктивных пластов в терригенных отложениях с применением технологических жидкостей на углеводородной основе (ТЖУ). Эта технология позволяет в среднем на 40% повысить продуктивность скважин и обеспечивает сокращение сроков их освоения на 40—75%. Особенно эффективно применение ТЖУ при вскрытии малопродуктивных пластов. Пласты бесприточные в аналогичных геологических условиях при применении ТЖУ дают приток нефти дебитом до 3—4 т/сут. В условиях Ромашкинского месторождения вскрытие продуктивных пластов производится на глинистом растворе с плотностью, зависимой от пластового давления, водоотдачей по ВМ-6 не более 10 см3 за 30 мин и дальнейшая обработка ТЖУ путем гидроимпульсного воздействия вскрытых перфорацией пластов, с глинистой перемычкой между ними не менее 5 м. Состав ТЖУ: битумный дистиллят —98%, эмультал —2%. Количество ТЖУ на одну обработку скважины определяется из расчета 0,5 м3 на метр перфорированной толщины пласта, при этом общее количество ТЖУ должно быть не менее 5 м3. Технология закачки ТЖУ заключается в доведении ее до пласта и проведении 10—12 циклов нагнетания в пласт путем гидроимпульсного воздействия за счет попеременного повышения давления на устье до 10 МПа и последующего сброса до атмосферного. На каждом цикле нагнетания выдержка давления в течение 5 мин. Освоение компрессором таких скважин не производится. При данной технологии предусматриваются дальнейшие технологические операции в скважине (подземный и капитальный ремонт), которые рекомендуются проводить, используя раствор на основе обратной эмульсии.
Гаситель колебаний давления (гидроударов) Природа возникновения гидроударов сама по себе ясна: при движении жидкости с газом, особенно по «рельефным» трубопроводам, газовая фаза может изменяться в объеме - сжиматься и разжиматься, изменяя тем самым внутренне давление в трубе. Изменения давления в трубах большого диаметра могут быть значительными (2-5 МПа) и частыми, что может послужить причиной неожидаемого или усталостного разрушения трубопровода. Основными факторами, вызывающими колебания давления и влияющими на их величину и частоту являются: -не соответствие диаметра трубопровода количеству перекачиваемой жидкости, то есть движение жидкости по незаполненной трубе; разное количество и неравномерность подачи жидкости в трубопровод, то есть изменения приемистости для нагнетательных или дебита для добывающих скважин; сложный рельеф местности, по которой проходит трасса трубопровода. Линейную часть трубопроводов рассчитывают традиционным способом — по допустимым для конструкционного металла напряжениям. На основании опыта конструкторов, технологов и эксплуатационников выбирается предельная величина напряжений, которые выдерживает материал при длительной эксплуатации. Выход за этот предел считается недопустимым. Однако, когда трубопровод находится под давлением, металл в различных участках стенки испытывает напряжения, величина которых порою выше средней по сечению трубы. Повышенная напряженность металла может быть вызвана, например, овальностью трубы, сварными швами, смещением стыкающихся кромок. Казалось бы, превышение предельного напряжения в локальной зоне, связанное с дефектами формы, должно привести к разрыву. Однако экспeрименты по определению статической прочности сварных труб большого диаметра привели к совершенно неожиданным результатам. Разрыв стенок под действием внутреннего давления действительно происходит при достижении предела прочности, который характеризует предельную нагрузку, выдерживаемую металлом. Но при этом неоднородность напряжений, связанная с неправильной геометрической формой трубы, существенно не влияет на прочность трубы и ее надежность. Почему так? В результате пластических деформаций металла вблизи критической точки все дефекты сглаживаются, труба становится идеально круглой.
Учитывая, что магистральные трубопроводы надежно защищены специальными автоматическими системами от избыточных давлений, статическое разрушение труб можно считать практически нереальным. Но разрушения, увы, бывают. Кажется, неведомая сила, вопреки всем расчетам и принятым мерам, разрывает прочную стальную трубу. Можно предположить, что существуют какие-то неучтенные при расчете факторы, которые вызывают подобные разрывы, приводящие к авариям. Они и в самом деле существуют. Сейчас при расчете магистральных трубопроводов практически не учитывают, какие продукты потекут по трубам. А это совсем не безразлично. В газопроводах из-за упругих свойств сжатого газа внезапное повышение давления может вызвать лавинное разрушение труб протяженностью несколько сот метров. В нефтепроводах и продуктопроводах такой опасности нет: жидкости несжимаемы, и после разрыва трубы давление быстро падает, трещина в металле перестает расти. С другой стороны, газ и жидкость по-разному воздействуют на трубу в условиях обычной, нормальной эксплуатации. Даже при полном отключении перекачивающих газ агрегатов давление в магистральном газопроводе существенно не меняется, остается близким к статическому, рабочему — из-за длительности декомпрессии газообразных продуктов. Иная картина в нефтепроводах: давление резко меняется и при кратковременном отключении насосов. Изменение режимов добычи и перекачивания нефти, срабатывание защитных блокировок — все это влияет на цикличность нагрузок, которую испытывают трубы, и диаграмма давления в нефтепроводе обычно бывает похожей на зазубренную пилу. За 20—30 лет эксплуатации нефтепровод испытывает несколько тысяч циклов увеличения и падения внутреннего давления — с разной частотой, разной амплитудой. При этом возникает высокая вероятность разрушения труб из-за упругопластических циклических деформаций в зонах, где концентрируются напряжения. Возникает так называемая малоцикловая усталость материала. Нефтепровод, испытывающий переменную нагрузку, оказывается в тех же условиях, что и многократно перегибаемая проволока. Если один раз согнуть и разогнуть проволоку, она не разрушится, хотя деформации весьма велики — выше упругих. Если несколько десятков раз — она сломается. При однократной, даже незначительной деформации в кристаллической решетке металла возникают повреждения, при повторных деформациях они накапливаются и в конце концов приводят к разрушению — разрушению малоцикловому, потому что, как правило, больше тысячи — десятка тысяч циклов для этого и не требуется.
Возможность малоциклового разрушения труб, тройников и других элементов линейной части магистрального трубопровода была подтверждена экспериментально. Оказалось, что при колебаниях давления напряжения в дефектах сварного шва вдвое-втрое, а то и в 7—8 раз превышают средние (номинальные) в гладкой части трубы. Неудивительно, что малоцикловое разрушение в дефектах наступает через 10^3—10^4 циклов переменной нагрузки, задолго до истечения расчетного срока эксплуатации нефтепровода. Все факторы, вызывающие малоцикловую усталость: количество и распределение дефектов, амплитуда и частота изменения давления, величина концентрации напряжений, — носят случайный характер. И точно предсказать, когда разрушится тот или иной участок нефтепровода, к сожалению, нельзя. Однако вероятность этого поддается оценке. Например, вероятность малоциклового разрушения трубы нефтепровода в европейской части нашей страны при нынешних условиях эксплуатации оценивается в 5.10^-8 за первые 10 лет эксплуатации, 4.10^-6 — в течение 20 лет, более 10^-5 — за 30 лет. Еще выше такая вероятность для сибирских нефтепроводов, в которых цикличность нагружения несколько больше. Производство труб — производство массовое, крупномасштабное. И добиться в нем полного отсутствия малейших дефектов — задача нереальная. Допустим, что в части труб кромки под сварной шов не стыкуются всего на 3 мм — дефект небольшой, казалось бы, вполне допустимый при диаметре трубы около метра. Так вот, чтобы в этом случае при существующей цикличности нагрузок добиться долговечности конструкции в течение 30—40 лет, стенку трубы пришлось бы сделать вдвое толще. При малых скоростях жидкости в трубе (0,1-0,3 м/с) и пересеченной местности возникают колебания давления с большой амплитудой и малой частотой и, наоборот, при больших скоростях (1,2-1,5 м/с) и относительно ровной местности возникают колебания давления с малой амплитудой и большой частотой. Таким образом, в трубопроводах, пролегающих по пересеченной местности, при перекачке жидкости с газом по незаполненным трубам могут возникать единичные разрушительные гидроудары и малоцикличные скачки давления по причине разрыва потока жидкости с последующим схлопыванием пузырей газа, то есть из-за резких колебаний давления. Для гашения колебаний давления внутри трубы используют сложные устройства, содержащие поршни, пружины, гибкие оболочки и прочие подвижные элементы. Такие устройства быстро изнашиваются и требуют частой замены.
Pat RU №2053430. FIELD: petroleum extraction. SUBSTANCE: pressure wave damper has spiral-shaped channel for conducting working fluid. Spiral-shaped channel is defined by perforated twisted ribbon. Ribbon perforations are provided with guiding shields oriented alternatively in different directions one with respect to the other. EFFECT: increased efficiency, simplified construction and enhanced reliability in operation. Для гашения гидроударов предлагается использовать гаситель колебаний давления предельно простой конструкции. Гаситель колебаний давления располагается внутри трубопровода 2, по которому перекачивается жидкость. Гаситель представляет собой металлическую ленту 1, по длине которой вырублены окна 3. Образующиеся при этом козырьки 4 отогнуты поочередно в противоположные стороны. Угол между козырьком 4 и плоскостью ленты 1 составляет 35-45° для воды или 25-30° для нефти. Ширина ленты 1 выбирается таким образом, чтобы она свободно входила во внутрь трубопровода 2. Длина ленты 1 равна длине защищаемого участка трубы 2. Один конец ленты с помощью сварки закрепляется внутри трубы, а второй конец ленты поворачивается вокруг продольной оси на 3 - 5 оборотов и также закрепляется сваркой. Труба 2 с размещенной внутри нее лентой 1 и является гасителем гидроударов. Гаситель колебаний давления работает следующим образом. Поток жидкости при движении вдоль плоскости ленты 1 входит в окно 3 и отклоняется от плоскости козырьком 4. Поток приобретает колебательное (синусоидальное) движение с определенной частотой. Так как окон на ленте много, то частота колебания потока будет всегда превышать собственную частоту колебаний потока жидкости, определяемой неровностями местности. Таким образом сглаживаются наиболее резкие колебания давления и дробятся наиболее крупные пузыри газа. Дополнительному гашению колебаний давлений способствует поворот ленты вокруг продольной оси с шагом 1,5-2 м (5-7 м для труб большого диаметра), в результате чего поток приобретает
дополнительно вращательное движение, которое также гасит часть энергии гидроудара. Так происходит гашение энергии гидроударов за счет преобразования энергии ускоренного поступательного движения потока жидкости в колебательное и вращательное движения. Суть предложения заключается в том, что внутренний просвет трубопровода в месте установки гасителя изменяется незначительно (определяется сечением ленты), поэтому сопротивление гасителя потоку жидкости при ламинарном и неразрывном течении мало. При течении по трубе жидкости в турбулентном режиме и с включениями газовых пробок сопротивление резко возрастает из-за изменения направлений потока. Происходит выравнивание скоростей газового и жидкостного потоков при прохождении разнонаправленных козырьков, что приводит к гашению гидроударов. Оптимальное место установки гасителя в низинах, после пологих и, особенно крутых склонов, где поток жидкости разгоняется и приобретает дополнительную энергию, вызывающую впоследствии разрушительный гидроудар из-за схлопывания пузырей (разрывов потока) в жидкости.
Пружина - пример почти чистой функции, если ее использовать по другому назначению.
Гидравлический вибратор Pat RU №2197598. FIELD: devices for vibration treatment of oil wells. SUBSTANCE: hydraulic vibrator has body in which tension spring is secured with the help of bushing. Tension spring is closed by plug to form airtight cavity inside spring. Pressure built-up by fluid flow in cavity of tension spring, compressed in normal state to tight contact of it coils, overcomes its elasticity. Spring is stretched and spiral gap opens between spring coils for fluid outlet. Pressure in spring cavity drops and elastic force compresses spring back to initial position. Spring coils abruptly close up and fluid flow from coil cavity is discontinued. Abrupt ceasing of fluid flow results in hydraulic impact. Then pressure is built-up in spring cavity, and cycle is repeated. EFFECT: simplified design, reduced pressure losses in vibrator, higher reliability of operation in contaminated fluid. Пружина способна работать в циклическом режиме, пример использования известной конструкции по новому назначению излагается ниже. Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение конструкции и повышение КПД вибратора за счет снижения потерь давления в самом вибраторе, а также повышение надежности при работе в загрязненной жидкости. Задача решается за счет того, что в гидравлическом вибраторе, содержащим корпус с закрепленным стаканом, согласно изобретению, стакан выполнен в виде винтовой пружины, закрытой с одной стороны заглушкой для образования герметичной полости и имеющей возможность растяжения под действием давления потока жидкости и открытия между витками спирального зазора для выхода жидкости. Существенные признаки: • Гидравлический вибратор содержит корпус с закрепленным стаканом; • Стакан выполнен в виде винтовой пружины; • Пружина закрыта с одной стороны заглушкой для образования герметичной полости;
• Пружина выполнена с возможностью растяжения под действием давления потока жидкости, то есть в нормальном состоянии витки пружины прижаты друг к другу, зазор для выхода жидкости закрыт; • Пружина выполнена с возможностью открытия между витками спирального зазора для выхода жидкости.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем: давление, создаваемое потоком жидкости в полости пружины растяжения (сжатой в нормальном состоянии до плотного соприкосновения витков), преодолевает ее упругость, то есть взаимодействует с пружиной. В результате пружина растягивается и между витками пружины открывается спиральный зазор для выхода жидкости. Давление в полости пружины падает, и упругая сила пружины сжимает пружину обратно в исходное положение. Витки пружины резко смыкаются, при этом выход жидкости из полости пружины прекращается. Внезапное прекращение выхода жидкости приводит к возникновению гидроудара. В полости пружины снова начинает расти давление и цикл повторяется. Гидравлический вибратор состоит из корпуса, в котором с помощью втулки закреплена пружина растяжения. С одной стороны пружина закрыта заглушкой с образованием герметичной полости. Гидравлический вибратор работает следующим образом: под избыточным давлением жидкости в полости пружины происходит ее растяжение, в результате чего витки пружины расходятся, и открывается спиральный зазор для выхода жидкости. Циркулирующая жидкость устремляется из полости пружины наружу, что приводит к выравниванию давления внутри и снаружи пружины. В этот момент растянутая пружина резко сжимается и спиральный зазор между витками смыкается, резко перекрывая выход жидкости. В результате этого в вибраторе возникает гидравлический удар. Далее в полости пружины снова начинает расти давление, и цикл повторяется. Пример конкретного исполнения. Винтовая пружина растяжения гидравлического вибратора выполнена по ГОСТ 13771-86. Пружина может быть цилиндрической или конической. Корпус изготовлен из муфты. С помощью корпуса вибратор прикрепляют к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и спускают на забой скважины. При закачке жидкости в межтрубное пространство (с отбором по НКТ) гидроудары возникают в межтрубном пространстве. И, наоборот, при закачке жидкости по НКТ (с отбором по межтрубному пространству) гидроудары происходят в НКТ и передаются в межтрубное
пространство. Оптимальный расход жидкости, необходимый для создания максимальной амплитуды гидроудара (1,8 - 2,5 МПа) в предлагаемом вибраторе, составляет 6 - 8 л/сек. В известном вибраторе при расходе жидкости 25 л/сек и более, то есть при работе двух насосных агрегатов, амплитуда гидроударов в НКТ равна 5,0 - 7,0 МПа, а в межтрубном пространстве амплитуда снижается до 2,4 МПа. Потери давления обусловлены сложностью конструкции и низким КПД известного вибратора. Предлагаемое устройство используют при следующих видах виброобработки: а) виброобработка при циркуляции жидкости (нефти, воды и др.) с последующей прямой или обратной промывкой скважины; б) виброобработка скважины при циркуляции жидкости с последующей закачкой ее через вибратор в продуктивный пласт; б) виброобработка скважины при непрерывной закачке жидкости через вибратор в продуктивный пласт. Ее разновидностью является виброобработка ПЗП при непрерывной закачке кислоты или кислоты с ПАВ через вибратор в продуктивный пласт. Для реализации разрушения структуры грязи в объеме пористой системы ПЗП, т. е. создания оптимального динамического состояния, соответствующего максимальной текучести загрязняющих веществ, необходимо такое сочетание вибрационных воздействий и модифицирования поверхности частиц грязи с помощью ПАВ, при котором не только облегчается разрушение структуры, но и исключается вероятность возникновения новых контактов в результате пробоя адсорбционного слоя. В динамических условиях обнаруживается явление взаимного усиления действия вибрации и адсорбционно-активной среды, характеризуемое существенным (на порядки величин) относительным уменьшением мощности вибрационного поля в присутствии добавок ПАВ по мере увеличения степени разрушения структуры, т. е. возрастания текучести системы. Причина взаимного усиления действия вибрации и адсорбционно-активной среды в процессах разрушения коагуляционных структур состоит в следующем. Вибрация, разрушая структуру до наименьшего уровня вязкости, одновременно способствует возникновению прочных контактов, реализующихся по лиофобным участкам поверхности частиц. ПАВ, адсорбируясь преимущественно на энергетически наиболее активных участках макромозаичной поверхности частиц, естественно ослабляют структуру в целом, но, что особенно существенно, исключают возможность образования в процессе вибрационного
разрушения прочных контактов, ответственных за рост мощности вибрационного поля. Тем самым, в присутствии ПАВ-лиофилизаторов мощность вибрации в наибольшей степени понижается именно в этой области. Закачка в пористую среду смеси гидросиликатов и гидроалюминатов, добавки оксиэтилированного алкилфенола или метилсиликоната натрия в количествах, рассчитанных из условия образования насыщенного адсорбционного слоя на поверхности минералов, приводит к наибольшему относительному уменьшению мощности вибрационного поля именно в той области предельного разрушения, где в отсутствие ПАВ прирост мощности был наибольшим. Вместе с тем эффект вибрационного упрочнения структуры полностью устраняется. Условия разрушения существенно зависят от природы поверхности частиц, изменяющейся в результате образования адсорбционных слоев с помощью добавок ПАВ. Наличие хемосорбционного слоя ПАВ, лиофилизирующего поверхность частиц, вместе с тем создает структурно-механический барьер, препятствующий сближению их и фиксации в ближней потенциальной яме. Предельная простота конструкции позволяет изготовить вибратор в условиях минимально оборудованных мастерских, отсутствие плотно притертых движущихся деталей повышает надежность работы вибратора (через устройство выносятся продукты коррозии весом до 1,5 г). Он на длительное время (2 - 3 года) может быть оставлен в зоне перфорации для последующего периодического импульсного излива без привлечения бригады подземного ремонта. Вибратор может быть применен как для импульсного излива, так и для закачки жидкости при непрерывно действующих гидроударах в призабойной зоне. Одним из преимуществ его является также то, что при виброобработке скважины применяется нагнетаемая по водоводу жидкость. Пружинный штуцер Pat RU №2222695 FIELD: oil production. SUBSTANCE: invention is intended to control flow rate of fluid in system maintaining formation pressure in injection well with adjustment of flow rate of injected water. Spring connection includes body and adjustment screw. In accordance with invention body comes in the form of helical extension spring closed with blank plug on one side. Adjustment screw is mounted in space of spring for forced extension and opening of spiral clearances between turns of spring for exit of fluid or counterflush
of clearances. EFFECT: simplified design, possibility of smooth increase of flow rate of fluid when clearances are clogged and possibility of counterflush of these clearances while well self-erupts. Пружину можно использовать и для регулирования расхода грязной жидкости. Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение конструкции, возможность плавного увеличения расхода жидкости (восстановления расхода) при засорении зазоров, а также возможность обратной промывки этих зазоров при самоизливе скважины. Задача решается за счет того, что в пружинном штуцере, включающем корпус, регулировочный винт, согласно изобретению, корпус изготовлен в виде винтовой пружины растяжения, закрытым с одной стороны заглушкой, причем регулировочный винт установлен в полости пружины с возможностью принудительного растяжения и открытия между витками пружины спирального зазора для выхода жидкости или обратной промывки зазоров. Признаки изобретения: • пружинный штуцер включает корпус, регулировочный винт; • корпус изготовлен в виде винтовой пружины растяжения; • пружина закрыта с одной стороны заглушкой; • регулировочный винт установлен в полости пружины с возможностью принудительного растяжения пружины; • регулировочный винт установлен в полости пружины с возможностью открытия между витками пружины спирального зазора для выхода жидкости или обратной промывки зазоров.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем: регулировочный винт в полости пружины растяжения (сжатой в нормальном состоянии до плотного соприкосновения витков), давит на заглушку и преодолевает упругость пружины. В результате пружина растягивается и между витками пружины открывается спиральный зазор для выхода жидкости. Штуцер содержит корпус в виде пружины растяжения. Винтовая пружина растяжения выполнена по ГОСТ 13771-86. Пружина может быть цилиндрической или конической, и изготовлена из коррозионно стойких материалов для агрессивных сред. С одной стороны пружина закрыта заглушкой с образованием полости. Регулировочный винт установлен в полости
пружины с возможностью принудительного растяжения и открытия между витками пружины спирального зазора для выхода жидкости (показано стрелками) и обратной промывки зазоров. Устройство работает следующим образом. Вращая маховичок, перемещают регулировочный винт, который разжимает (растягивает) пружину и открывает спиральный зазор между витками пружины для выхода воды из полости пружины. По давлению на устье устанавливают необходимый расход закачиваемой воды. При снижении давления (расхода воды), то есть засорения зазоров между витками пружины 1, подкручивают регулировочный винт 3 до восстановления давления (расхода закачиваемой воды). После остановки закачки воды в скважину регулировочным винтом 3 разжимают пружину 1 на максимальную величину для обратной промывки (в режиме самоизлива скважины) межвитковых зазоров от грязи. Простота устройства обуславливает дешевизну при изготовлении и надежность при эксплуатации.
Гидрофобизация нефтяного пласта Гидрофобизация пласта и изоляция воды в добывающей скважине При выборе способа изоляции и подборе водоизолирующих материалов предпочтение необходимо отдавать изолирующим системам избирательного (селективного) воздействия, когда процесс физико-химического взаимодействия изолирующего продукта активно протекает в водонасыщенных проницаемых породах и, практически не проявляется в нефтенасыщенных пластах. Кремнийорганические соединения имеют молекулы, состоящие из двух частей. Одна часть является гидрофильной полярной силоксановой группой, обладающей кремнийкислородными связями; эта группа обладает способностью вступать во взаимодействие с влагой в порах и на поверхности зерен и реакционно-способными частицами породы. Кремнийкислородные связи ориентируются по направлению к поверхности частиц. Вторая часть является гидрофобными неполярными углеводородными радикалами, связанными с кремнием и нерастворимыми в воде; эта часть создает водоотталкивающий слой. Углеводородные радикалы ориентируются в направлении от поверхности минеральных частиц.Основным преимуществом разработанной композиции на основе кремнийорганического продукта 119296Т является то, что она решает двуединую задачу - гидрофобизацию поверхности пор и закупорку порового объема. Отверждение композиции происходит во всем (насыщенном ею) поровом объеме водоносного пласта, т.к. продукт вступает в реакцию гидролиза и поликонденсации под воздействием катализатора (водного раствора соляной кислоты) с образованием твердого материала. В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, так как реакция гидролиза (гидролитической поликонденсации) может происходить за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. Время отверждения композиции регулируется в широких пределах количеством добавленной соляной кислоты. Все эти свойства позволяют предотвратить выдавливание тампонажной смеси из пласта, повысить успешность ремонтно-изоляционных работ и исключить повторные материальные затраты на ремонт скважин. А теперь подробнее. Для увеличения содержания нефти в продукции применяли методы
форсированных отборов жидкости. В основе этих методов лежат теоретические положения о стабилизации скоростей фильтрации нефти и воды. Но они не получили широкого применения, и водоизоляционные работы производили и производят в основном путем закачки водоцементного раствора в зону перфорации. В некоторых случаях такой метод дает положительные результаты. В подавляющем же большинстве случаев изолировать приток пластовой воды не удается [Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М., изд. "Недра", 1998, 267 с.]. Технологическая схема изоляции нагнетанием цементной суспензии через эксплуатационный фильтр основана на ограниченной фильтруемости ее в поры пласта. Излишняя часть суспензии обычно вымывается или разбуривается после отверждения. Затем выборочно повторно вскрывается нефтенасыщенная часть пласта. Ограничение притока воды при этом достигается за счет отключения обводненного пласта или части его. В целом по данному виду изоляционных работ с применением цементных суспензий, при большей их трудоемкости, эффективность не превышает 40 - 45%. Эффективность водоизоляционных работ с использованием водорастворимых полимеров в значительной степени определяется физико-химическим процессом взаимодействия полимера с породой пласта и пластовыми жидкостями. Сопоставлением изолирующего эффекта реагентов со степенью заполнения порового пространства нефтяного пласта установлено, что изолирующий эффект полиэлектролитных комплексов, например, при осаждении гидролизованного полиакрилонитрила ионами кальция, обусловлен на 30-60% механическим заполнением порового пространства пласта, а остальная часть - физикохимическим взаимодействием (адсорбцией) гипана с породами пласта и пластовой жидкостью [Исследование изолирующих свойств полимеров. Х11 Менделеевский съезд по общей и прикладной химии, вып. № 4, М., изд. "Наука", 1981, с.174.]. Рассмотрение адсорбции гипана на минеральных адсорбентах показало, что в этом случае наблюдается преимущественная адсорбция растворителя (воды), т.е. процесс отрицательной адсорбции (отталкивания и выдавливания) для полимера. Явление отрицательной адсорбции в данном случае связано, по всей видимости, с влиянием электростатических сил. Для подтверждения указанного предположения были определены знак и величина заряда частиц глин методом электроосмоса. Измерения показали, что в нейтральных и щелочных водных растворах глины заряжены отрицательно. Поскольку гипан является
анионоактивным полимером, вполне понятно, что адсорбция отрицательно заряженных макромолекул на отрицательно заряженной поверхности минералов породы затруднена, так как сопровождается взаимным отталкиванием поверхности минерала и гипана [Адсорбция полиэлектролитов, применяемых в нефтедобыче. Х11 Менделеевский съезд по общей и прикладной химии, вып. № 4, М., изд. "Наука", 1981, с.152.]. И, как следствие, выдавливанием полимера из пор пласта. Следует заметить, что методы физико-химического ограничения водопритоков с использованием водорастворимых полимеров (не только гипана) имеют один общий недостаток - механизм их взаимодействия с проницаемой средой и пластовыми жидкостями не контролируется, а сам процесс снижения проницаемости обрабатываемого пласта не всегда поддается эффективному управлению. Необходимо более конкретно подбирать существующие технологии и составы, применяемые для ограничения водопритоков на площадях Ромашкинского месторождения. При выборе способа изоляции и подборе водоизолирующих материалов предпочтение необходимо отдавать изолирующим системам избирательного (селективного) воздействия, когда процесс физико-химического взаимодействия вещества активно протекает в водонасыщенных проницаемых породах и, практически, не проявляется в нефтенасыщенных пластах. В последнее время промысловое применение находят водоизолирующие композиции на основе реагентов - гидрофобизаторов, изменяющими смачиваемость породы и таким образом снижающими водонасыщенность на стенке порового пространства, в результате чего увеличивается приток нефти в скважину. Например, реагента "Полисил", этилсиликатов, силиконовой жидкости, кремнийорганического продукта 119-296Т и т.д. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации к кремнийорганическим соединениям добавляют кислые или щелочные катализаторы. Образующийся в пористой среде полимер имеет высокую адгезию (прилипание) к горным породам, металлу обсадных колонн, закупоривает водонасыщенные интервалы, цементирует каркас коллектора, обладает хорошей гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами. В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, так как реакция гидролиза (гидролитической поликонденсации) может происходить за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. При этом силоксановые связи кремнийорганических соединений направлены к породе, а углеводородные радикалы в
противоположную сторону. В результате на внутрипоровой поверхности образуется гидрофобная пленка полимера, которая снижает фильтрационное сопротивление и увеличивает фазовую проницаемость для нефти. Композиция готовится непосредственно на скважине и может использоваться в широком диапазоне температуры окружающего воздуха. Время отверждения композиции регулируется количеством добавляемой соляной кислоты. Композиция позволяет изолировать нижние, верхние и подошвенные воды любой степени минерализации при температурах пласта до плюс 80 С. Композиция успешно используется при наличии больших перепадов давления (за счет прочности полимера) и малых перемычках между пластами (за счет высокой селективности). Рабочая жидкость представляет собой смесь отходов производства этилсиликата-40, тетраэтоксисилана, этанола и маркируется шифром 119-296Т. Эфиры ортокремниевой кислоты при смешении с водой расслаиваются и образуют две несмешивающиеся фазы. Процессы гидролиза и поликонденсации идут на границе раздела двух фаз с образованием твердого полимера в зоне контакта. С целью гомогенизации всей системы и придания устойчивой водорастворимости тампонажным растворам были исследованы процессы гелеобразования кремнийорганического продукта, разбавленного отходом этанола в соотношении 5:1, что привело к созданию изолирующей композиции. Основным преимуществом разработанной композиции является то, что она решает двуединую задачу - гидрофобизацию поверхности пор и закупорку порового объема. Отверждение композиции происходит во всем (насыщенном ею) поровом объеме водоносного (водоносной части) пласта, т.к. продукт вступает в реакцию гидролиза и поликонденсации под воздействием катализатора (водного раствора соляной кислоты) с образованием твердого материала. В нефтенасыщенных интервалах проницаемость почти полностью сохраняется, так как реакция гидролиза (гидролитической поликонденсации) может происходить за счет связанной воды с образованием на поверхности каналов полимерной пленки. Время отверждения композиции регулируется в широких пределах количеством добавляемой соляной кислоты. Все эти свойства позволяют предотвратить выдавливание тампонажной смеси из пласта, повысить успешность ремонтно-изоляционных работ и исключить повторные материальные затраты на ремонт скважин. Основанием для рекомендации технологии по ограничению притока вод в скважины с использованием композиций на основе кремнийорганического продукта 119-296Т является накопленный опыт широкого применения указанного материала в нефтяных скважинах (более 200 шт), а также его
высокая водоизолирующая способность независимо от степени минерализации вод и простота осуществления технологического процесса, особенно в зимнее время года, т.к. продукт может использоваться при температуре до минус 60 С. Гидрофобизация В целях повышения водонепроницаемости и водостойкости пород целесообразно вводить в раствор добавку кремнийорганических соединений. Кремнийорганические соединения отличаются от органических тем, что в них углеродный каркас заменен цепью или сеткой чередующихся атомов кислорода и кремния, которые связаны с органическими группами. Если молекулы органических полимеров имеют сложную форму цепей или пространственных сеток и состоят в основном из атомов углерода, то молекулы кремнийорганических полимеров построены из чередующихся атомов кремния и кислорода. Эта структура характерна для кварца, песка и ряда других материалов. В кремнийорганических полимерах содержатся также группы из атомов углерода, находящиеся в боковых цепях молекул. Благодаря ним полимеры обладают эластичностью. Кремнийорганические соединения обладают рядом интересных свойств, к которым в первую очередь относится их способность придавать поверхности, на которую они наносятся, свойство несмачиваемости водой. Молекулы кремнийорганических полимеров сочетают частично в себе структуру неорганических и органических молекул. Основой молекул их является силоксановый скелет, т. е. цепь атомов кремния и кислорода, чередующихся между собой. Другие связи кремния компенсируются органическими радикалами или группами атомов. Наличие силоксановых связей роднит эти полимеры с кварцем неорганическим полимером. Но у кварца атом кремния связан с четырьмя атомами кислорода; в этом случае образуется жесткая пространственная структура. В кремнийорганических полимерах атом кремния соединен с двумя или тремя атомами кислорода, остальные связи замещаются органическими группами; в результате неорганические цепи молекул в кремнийорганических полимерах обрамляются органическими группами, занимая промежуточное место между миром органической и неорганической природы. Свойства отдельных кремнийорганических соединений определяются структурой кремнийкислородного каркаса и типом органического радикала. В настоящее время имеется значительное количество кремнийорганических гидрофобных соединений. Результаты применения растворов в значительной степени зависят от величины
адгезии наносимого раствора к поверхности твердого тела. Величина адгезии химического раствора к зернам породы определяется взаимодействием раствора с поверхностью зерен. Она зависит в первую очередь от химического состава. В некоторых случаях введение в раствор кремнийорганических соединений значительно повышает величину адгезии. Сущность процесса гидрофобизации с помощью кремнийорганических соединений заключается в том, что на поверхности не гидрофобного материала (например, зерен песка) образуется тончайшая (порядка 0,1 мк) и прочная пленка указанного гидрофобного соединения. Принято считать, что молекулы кремнийорганических соединений в указанных пленках ориентированы так, что полярные силоксановые связи в них направлены к полярной поверхности защищаемого материала, в то время как гидрофобные Кремнийорганические радикалы, связанные с кремнием, обращены в противоположную сторону. В результате покрытия поверхность имеет как бы щетку, состоящую из углеводородных радикалов, имеющих органический (углеводородный) характер. Полярная не гидрофобная поверхность заменяется неполярной гидрофобной поверхностью. Кремнийкислородные цепи молекул этих соединений как бы обрамлены органическими радикалами, которые не содержат кислород и поэтому не омачиваются водой, а отталкивают ее. Для образования пленок требуется очень мало вещества. Например, один грамм диметилдихлорсилана может образовать моно молекулярную гидрофобную пленку площадью 1000 м2. Необязательные подробности Гидролиз, в процессе которого должно произойти взаимодействие с водой в присутствии катализатора реакции — обычно соляной кислоты. Однако этилсиликат и вода взаимно нерастворимы. При их смешивании происходит расслоение, и гидролиз протекает лишь на поверхности раздела жидкостей в условиях избытка воды. В результате гидролиза образуются кремниевые кислоты, которые в водно-спиртовой среде очень нестойки и быстро коагулируют, выпадая в осадок. Для проведения реакции гидролиза в объеме смеси обеих жидкостей, т. е. в условиях, исключающих местный избыток воды, необходимо, чтобы этилсиликат и вода, а также продукты их гидролиза были хорошо растворимы в специально взятой для этой цели дисперсионной среде — растворителе обоих реагентов. В качестве такой среды наиболее широкое применение получили этиловый спирт и ацетон. Раньше считалось, что при растворении полимеров всегда образуется коллоидный раствор. Таким образом, предполагалось, что
растворение происходит до частиц или капель, состоящих из большого числа молекул. В таком случае основным условием существования коллоидной частицы, как частицы дисперсной фазы, является наличие у нее границы раздела с дисперсионной средой. В зависимости от растворимости полимера в дисперсионной среде может образоваться истинный (растворение до молекул) или коллоидный раствор. Так как этилсиликат в воде не растворяется, то при смешивании его с водой образуется типичная коллоидная система - эмульсия. Если к этой системе добавить общий растворитель (этиловый спирт, ацетон и др.), то образуется истинный раствор. С увеличением степени поликонденсации этилсиликатов область гомогенных составов сужается, т. е. уменьшается количество воды, при котором происходит расслоение этилсиликата и воды и образуются гетерогенные соединения трехкомпонентной системы. Таким образом, зная содержание SiO2 в этилсиликате, можно найти значение. а и по нему подобрать соотношение воды и общего растворителя для полиэтоксисилоксанов любой степени поликонденсации. Важнейшим свойством этилового эфира ортокремниевой кислоты, как и других эфиров этой кислоты, является способность отщеплять этоксильную группу под действием воды. Реакция гидролиза тетраэтоксисилана всегда сопровождается межмолекулярной конденсацией продуктов гидролиза и образованием полиэтоксисилоксанов.: Поликонденсация — процесс взаимодействия одинаковых или разных молекул с образованием более сложных молекул полимеров и выделением низкомолекулярных веществ, каким в рассматриваемом случае является вода. В отличие от поликонденсации процессы полимеризации не сопровождаются выделением простейших веществ. Выделившаяся при поликонденсации вода вновь вступает в реакцию гидролиза. Продукты гидролиза имеют различные молекулярный состав и строение. Вступая между собой в реакции поликонденсации, они еще больше усложняют строение конечных продуктов. Сущность реакции гидролиза заключается в замещении в молекулах моно- и полиэтоксисилоксанов этоксильных групп, непосредственно связанных с атомами кремния, на гидроксильные группы (ОН). В зависимости от количества добавляемой к этилсиликату воды полнота такого замещения, т. е. степень гидролиза, может быть различной. Степень гидролиза выражается в процентах и представляет собой отношение замещенных водой этоксильных групп к их
общему числу в этилсиликате. Ее определяют на основании данных хроматографического анализа о содержании свободной воды в гидролизованном растворе этилсиликата. С увеличением количества добавляемой к этилсиликату воды и, следовательно, мольного отношения степень гидролиза этилсиликата увеличивается в соответствии с общей закономерностью для различных этилсиликатов. Процесс гидролиза сопровождается повышением до максимума температуры смеси ЭТС 32, растворителя (ацетон) и подкисленной воды. Расчетное содержание SiO2 в смеси компонентов 180 кг/м3. Чем выше максимальная температура и чем быстрее она достигается, тем более интенсивно идет гидролиз. За продолжительность процесса гидролиза принимают время перемешивания компонентов, в течение которого температура системы достигает максимального значения. Скорость гидролиза может быть определена отношением максимальной температуры к времени ее достижения. При дальнейшем перемешивании температура раствора постепенно снижается. Продолжительность и максимальная температура реакции гидролиза этилсиликата зависят от ряда факторов, прежде всего от вида и качества исходного этилсиликата, соотношения компонентов, количества воды, определяемого мольным отношением, вида катализатора, температуры раствора. Так, гидролиз ЭТС 32 по сравнению с гидролизом ЭТС 40 развивается более быстро. Это может быть объяснено более высоким содержанием в ЭТС 32 этоксильных групп, которое приблизительно равно 85 %. Содержание этоксильных групп в ЭТС 40 менее 70 %. Увеличение начальной температуры компонентов в интервале от 293 до 313 К существенного влияния на процесс гидролиза ЭТС 40 не оказывает, однако снижение этой температуры до 291 К приводит к замедлению процесса гидролиза. Важно отметить, что этилсиликаты гидролизуются любым количеством воды. В зависимости от этого образуется гамма связующих растворов, обладающих различными физико-химическими и технологическими свойствами. Гидролиз и поликонденсация тетраэтоксисилана, ЭТС 32, ЭТС 40 и ЭТС 50 проводили в среде ацетона с применением в качестве катализатора соляной кислоты. Количество воды рассчитывали в зависимости от количества в этилсиликате этоксильных групп, связанных с кремнием. В данных условиях гидролиз и поликонденсация этих групп происходят только на первой стадии. Полученная конденсационная вода на второй стадии вступает в реакцию гидролиза с образованием групп = Si - ОН. Однако значительная часть этой воды в реакции не участвует и остается в полиэтоксисилоксанах.
При рН меньше 6,3 конденсационная вода полностью участвует в реакции гидролиза. При рН больше 0,4 содержание конденсационной воды начинает быстро возрастать. Максимальное количество групп Si — ОН в полиэтоксисилоксанах достигается при рН = 0,5-0,6. В дальнейшем с увеличением рН количество этих групп уменьшается, при рН = 1 они не обнаруживаются. Содержание этоксильных групп в полиэтоксисилоксанах с увеличением рН значительно уменьшается, что объясняется их гидролизом, поэтому в связующем растворе увеличивается содержание этилового спирта. Таким образом, можно заключить, что для всех этилсиликатов степень гидролиза одинакова. Однако составы гидролизованных растворов различны, так как зависят от исходного этилсиликата. Получаемые при гидролизе этилсиликатов полиэтоксисилоксаны имеют линейную структуру до тех пор, пока отношение силоксанового кислорода к атомам кремния меньше единицы. При развитии процесса поликонденсации полиэтоксисилоксанов линейной структуры появляются молекулы полиэтоксисилоксанов с разветвленной и сшитой структурой, а также циклы. В этом случае часть атомов кремния имеет более двух силоксанных связей, а соотношение О : Si в структуре полиэтоксисилоксана становится больше единицы. Чем больше это соотношение, тем выше степень разветвления полиэтоксисилоксанов. Молекулы полиэтоксисилоксанов ряда связующих растворов, полученные в сравнимых условиях из различных этилсиликатов, будут различны не только по содержанию этоксильных и гидроксильных групп, но и по степени разветвления. Условно степень разветвления структуры полиэтоксисилоксанов выражается в процентах как мольное отношение (О:Si). Оценка характера структуры полиэтоксисилоксанов по степени разветвления важна потому, что позволяет в известной мере характеризовать связующие свойства гидролизованных растворов этилсиликатов. Эти связующие свойства зависят от состава этилсиликата и количества воды для гидролиза и, соответственно, от состава и структуры получающихся в результате гидролиза полиэтоксисилоксанов, которые определяют выбор условий формирования связующего. Изложенные данные показывают, что растворы, содержащие этоксисилоксаны линейной структуры, связующими свойствами не обладают. Прочность полимера определяется степенью разветвления полиэтоксисилоксанов. Она является наибольшей при степени разветвления полиэтоксисилоксанов 25 — 40%; при степени разветвления 98 — 100 % прочность минимальна. Процессы гидролиза и поликонденсации этилсиликатов являются неразрывными; они постоянно происходят в растворе, суспензии или слое. При
развитии процесса поликонденсации вязкость гидролизованных растворов увеличивается, а текучесть сохраняется. Степень поликонденсации продуктов гидролиза этилсиликатов характеризуется содержанием условного SiO2. Так, в тетраэтоксисилане содержание условного SiO2 равно 28,84 %, в полимере с основной цепью молекул из пяти атомов кремния содержание условного SiO2 - 40,32 %, а в полимере с цепью из 20 атомов кремния содержание условного SiO2 — 43,57 %. Подобно тому, как в химии полимеров степень поликонденсации или степень полимеризации принято характеризовать вязкостью продукта, в приложении к продуктам конденсации этилсиликатов также целесообразно оценивать степень их поликонденсации вязкостью на основе ее зависимости от содержания SiO2, В этом случае достаточно определить вязкость продукта, что проще и удобнее по сравнению с определением содержания SiO2, а по вязкости определить содержание SiO2, т. е. степень поликонденсации продукта. Динамическую вязкость определяют по методу истечения из капилляра в вискозиметрах Оствальда при (293 ±0,1) К. Для продуктов с разной степенью поликонденсации применяют капилляры различных диаметров. Истечение должно быть ламинарным, т. е. с соответствующей скоростью. Приготовление Гидролиз этилсиликатов может быть полным или частичным, при охлаждении или нагреве, с помощью кислых или щелочных катализаторов, в присутствии или отсутствии органических растворителей. Наиболее известны следующие способы гидролиза этилсиликатов: однофазный, совмещенный, двух- или многофазный, без органических растворителей, т. е. в водной среде. При однофазном способе приготовления наливают растворитель, подкисленную соляной кислотой воду, перемешивают в течение 1—2 мин, затем при помешивании постепенно вливают этилсиликат. Температура раствора не должна превышать 318 К, т. е. раствор надо охлаждать. Необходимо отметить, что в реальных условиях проведения гидролиза этилсиликатов процесс не должен проходить до конца, т. е. до образования кремниевой кислоты Si(OH)4; поэтому процессы гидролиза и поликонденсации не заканчиваются приготовлением гидролизованного раствора этилсиликата. Они продолжаются и в дальнейшем, в том числе в пластовых условиях. Конечным продуктом гидролиза и поликонденсации является полностью омыленный продукт, не содержащий органических групп. Это пространственный полимер, состоящий только из атомов Si-О. Силоксанная связь атомов Si-О является прочной. Составы, приготовление, физико-химические и
технологические свойства гидролизованных растворов. В общем случае гидролизованный раствор этилсиликата при рН = 0,25-0,7 представляет собой по составу гомогенный истинный раствор этилсиликата, кремнийорганических продуктов его гидролиза и поликонденсации определенной структуры и состава, а также воды, этилового спирта, как одного из продуктов гидролиза, и растворителя, взятого в качестве дисперсионной среды. Известно, что этилсиликаты гидролизуются любым количеством воды. Учитывая это обстоятельство, а также состав исходного этилсиликата, можно получить связующие растворы с широкой гаммой физико-химических и технологических свойств. Основными технологическими свойствами гидролизованных растворов этилсиликатов являются связующая способность и живучесть, т. е. способность сохранять связующие свойства во времени. Связующие свойства гидролизованных растворов этилсиликатов зависят от следующих основных факторов: -вида и качества исходного этилсиликата; расчетного количества условного SiO2; степени гидролиза, определяемой количеством добавляемой воды; вида и количества катализатора; -вида растворителя; -температуры и времени реакции гидролиза; -интенсивности перемешивания и порядка ввода компонентов; -продолжительности и условий хранения. При прочих равных условиях влияние воды на связующие свойства гидролизованных растворов этилсиликатов является определяющим. Плотность гидролизованных растворов возрастает пропорционально количеству вводимой воды. Важное влияние на свойства гидролизованных растворов оказывают вид и количество добавки катализатора гидролиза. При этом наиболее широкое применение получила концентрированная соляная кислота плотностью 1180 — 1190 кг/м3 с содержанием HCl соответственно 36,23 и 38,32 %. С увеличением количества соляной кислоты уменьшается рН раствора и время твердения полимерных масс, а вязкость раствора и прочность образцов на растяжении пропорционально увеличиваются. Добавка соляной кислоты должна быть оптимальной как с точки зрения продолжительности гидролиза, так и с точки зрения живучести гидролизованного раствора. Содержание HCl в растворе должно быть от 0,2 до 0,3 %, а рН раствора 1,5-3,0. Для получения растворов оптимальной вязкости, обладающих более высокой
связующей способностью, рекомендуется добавлять этилсиликат (но не наоборот) при постоянном перемешивании в смесь растворителя, воды и соляной кислоты. Температура гидролиза при этом не должна превышать 318 К. Применяя этилсиликаты различной степени поликонденсации, оцениваемой процентным содержанием условного SiO2, следует учитывать то практически важное обстоятельство, что с ее увеличением связующая способность материалов на их основе возрастает. Более конденсированный ЭТС 40 придает после гидролиза полимеру более высокую прочность при одинаковом и даже меньшем содержании в нем SiO2, по сравнению с гидролизованным раствором ЭТС 32. Для сохранения высоких связующих свойств этилсиликатов особое внимание следует уделять выбору растворителя. В растворителе не должно быть примесей, вступающих с этилсиликатом в химические реакции, которые могли бы вызвать гидролиз или повлиять на степень поликонденсации этилсиликата. Лучшим растворителем для ЭТС 40 является ацетон, а для ЭТС 50 — бензин и ацетон. В процессе гидролиза вязкость раствора повышается, раствор приобретает связующие свойства, однако эти свойства не остаются постоянными во времени. В результате протекания процессов поликонденсации (старения) вязкость и связующие свойства растворов возрастают с увеличением продолжительности хранения. При этом скорость роста вязкости больше у растворов с высоким содержанием SiO2, При одинаковом содержании SiO2 увеличение вязкости раствора с ЭТС 40 идет быстрее по сравнению с раствором на основе ЭТС 32, что связано, по-видимому, с образованием при гидролизе и поликонденсации растворов с ЭТС 40 продуктов более сложного строения. После хранения, продолжительность которого зависит от состава раствора, условий его приготовления и хранения, гидролизованный раствор теряет свои связующие свойства, его нельзя использовать по назначению. Вот почему необходимо обеспечивать достаточно высокую живучесть гидролизованных растворов и строго соблюдать условия их хранения. Наличие в растворе остатка соляной кислоты, взятой в качестве катализатора для ускорения реакции гидролиза, а также этоксильных групп, не замещенных на гидроксильные группы, является фактором, способствующим стабилизации связующего раствора. Таким образом, стабильность раствора зависит от значения рН, содержания SiO2 и температуры процесса. Хранение гидролизованных растворов этилсиликата должно удовлетворять следующим условиям: емкость со связующим должна быть герметично закрыта во избежание испарения спирта, увеличения содержания SiO2 и повышения последующей
нестабильности связующего; связующее, содержащее соляную кислоту, не должно контактировать с материалом емкости во избежание реакции кислоты с железом; поэтому в качестве емкостей можно использовать стальные бочки или контейнеры с защитным покрытием, обеспечивающим сохранность качества продукта; для обеспечения стабильности связующее следует хранить при температуре 288 - 291 К, исключая общий или местный перегрев интенсивными источниками нагрева и воздействие прямых солнечных лучей. За рубежом, в США, используют предварительно гидролизованные растворы этилсиликата, отличающиеся стабильностью свойств и высокой живучестью (не менее 180 суток). Готовят такие связующие по специальной технологии с учетом ряда принципиально важных факторов, способствующих получению качественного продукта (применение нагрева, использование больших емкостей для гидролиза, принятие мер по стабилизации связующего для получения достаточной его живучести и др.). Как правило, это полностью гидролизованное связующее. Для гидрофобизации могут быть использованы многие кремнийорганические соединения. Свойствами гидрофобизации обладают полисилоксановые жидкости, мономерные кремнийорганические соединения, как, например, метил - и этилхлорсиланы. Находят применение гидрофобизирующие жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11. Для образования гидрофобных пленок могут быть также использованы низкомолекулярные силаны и высокомолекулярные силазаны и др. В частности, при обработке пластических масс, например фенопластов, стекла г. керамики, находят применение метилсиликоновые смолы в толуоле. Хорошие результаты по гидрофобизации могут быть получены при применении полиметилсилазанов с циклической структурой. Одним из этих соединений является препарат А192. Препарат А192—твердое вещество, легко растворимое в органических растворителях и образующее устойчивые водные эмульсии. Действие отдельных кремнийорганических соединений может быть усилено путем добавления к ним других соединений. Например, если ввести в ГКЖ-94 аминопропилтриэтокоисилан (препарат АГМ-9) в очень небольших количествах (1,5 г/л) в виде водного раствора, то значительно усиливается гидрофобный эффект и обеспечивается необходимая ориентация и прочная фиксация. Указанное влияние АГМ-9 может быть объяснено наличием аминогруппы в молекуле этого соединения.
Для повышения гидрофобных свойств различных материалов в зарубежной практике значительное распространение получили разнообразные фторорганические соединения и смеси этих соединений с другими реагентами. Метилтрихлорсилан применялся в натуральном виде как 5- и 10%-ный раствор в бензине. Расход метилтрихлорсилана составлял от 0,1 до 0,5% от массы грунта. В мелкозернистом песке, обработанном растворами метилтрихлорсилана, вода по капиллярам не поднималась. Через рыхлый воздушно-сухой грунт пропускали пары диметилдихлорсилана и установили, что все образцы после этого плохо смачивались водой. Потребность их составила для гидрофобизации глины 2,5—3% и песка -—0,25%. В процессе взаимодействия кремнийорганических соединений с основной смолой и поверхностью зерен породы имеет место сложный обмен между реакционноспоcобными группами и поглощающим комплексом тонкодисперсной части породы. Кремнийорганические соединения обладают способностью совмещаться с органическими смолами, в результате чего могут быть улучшены отдельные свойства их. Вначале было произведено определение водопроницаемости песчаных образцов, обработанных раствором мочевиноформальдегидной смолы МФ-17 с добавкой щавелевой кислоты. У образцов, обработанных раствором смолы МФ-17 40%-ной концентрации с добавкой 4% щавелевой кислоты при хранении в водной и воздушной средах водопроницаемость была недостаточной. Для повышения водонепроницаемости образцов в раствор мочевиноформальдегидной смолы МФ-17 40%-ной концентрации с добавкой 4% щавелевой кислоты добавляли кремнийорганическую жидкость—метилсиликанат натрия МСГ-9 в количестве 0,5% от массы смолы. Метилсиликанат натрия является продуктом гидролиза метилдихлорсилана (фракция 40—44° С), растворенного в щелочи, или метилтрихлорсилана (фракция 64—67° С). МСГ-9 представляет собой жидкость желтого цвета и имеет следующую формулу: СHзSi(OH2)ОNa. Кремнийорганическая жидкость МСГ-9 должна отвечать следующим требованиям: рН – 12; Уд. вес – 1,15-1,25; Содержание едкого натрия, % - 1,25; содержание основного вещества – 13%. Образцы из влажного песка, обработанные указанным раствором, имели при испытании хорошие результаты — коэффициент фильтрации в возрасте от 1 до 28 сут изменялся от 3,2.10^-6 до 0,045.10^-6 см/с.
Регулирование скорости химических реакций Задержка реакции гелеобразования в нефтяном пласте В отличие от органических полимеров, реакция гелеобразования которых растянута во времени, неорганический полимер - алюмогель образуется почти мгновенно. Причина - ионный механизм образования геля. Поэтому для задержки времени используют добавки разных замедляющих реагентов, которые позволяют осуществить закачку в скважину в технологически приемлемое время, то есть до образования геля. Известен способ изменения проницаемости нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора соли алюминия в смеси с соляной кислотой для предотвращения образования осадка или геля алюминия раньше времени. Недостатком данного способа регулирования гёлеобразования в пласте является то, что кислота реагирует преимущественно с карбонатными включениями породы и практически мгновенно нейтрализуется, не успевая задержать процесс гёлеобразования алюминия. Наиболее приемлемым является закачка раствора соли алюминия одновременно с содой, но при этом практически мгновенно образуется гель алюминия и раствор невозможно закачать насосом. Задача – задержать реакцию гелеобразования соли алюминия без использования реагентов. Технический результат изобретения достигается тем, что в способе изменения проницаемости нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора соли алюминия, водный раствор соли алюминия закачивают одновременно с солью угольной кислоты под давлением, превышающим давление конденсации углекислого газа. Предлагаемое изобретение отличается от известных тем, что регулирование рН. а значит, и времени гёлеобразования осуществляют не введением соляной кислоты в водный раствор алюминия, а изменением давления закачки раствора соли алюминия в смеси с солью угольной кислоты.
Суть изобретения заключается в том, что закачку водного раствора соли алюминия и соли угольной кислоты осуществляют одновременно при давлении, превышающем давление конденсации углекислого газа, выделяющегося при химическом взаимодействии соли алюминия и соли угольной кислоты. Жидкая углекислота неограниченно растворима в воде, поэтому в зоне взаимодействия соли алюминия с солью угольной кислоты рН понижается, т.е. среда становится кислой. В кислой среде образование геля алюминия невозможно, поэтому рабочий раствор сохраняет при закачке свою
первоначальную текучесть (вязкость). При снижении давления ниже давления конденсации, жидкая углекислота вскипает, превращается в газ и покидает зону реакции. В результате кислотность соли алюминия уменьшается (рН увеличивается). При значении рН, равном 3,6 начинается образование геля алюминия. Вся соль алюминия переходит в гелеобразное состояние при рН, равном 5.1. Изменение рН не за счет добавки реагента, а за счет изменения фазового состояния углекислоты является первичным техническим эффектом. Таким образом, повышением давления достигается цель изобретения. Давление конденсации углекислого газа не зависит от соотношения компонентов, участвующих в реакции, но зависит от температуры рабочих растворов. Единственный признак - повышение давления закачки выше давления конденсации газа необходим и достаточен для достижения обеспечиваемого изобретением технического результата. Это качественный скачок. Давление, при котором возможно существование углекислого газа в жидком виде, зависит от температуры рабочего раствора. Окисление нефтяных гудронов (или масел) в тонкой пленке Большинство дорожных битумов получают окислением гудрона кислородом воздуха. Жидкий гудрон при температуре 130-150 градусов смешивают с воздухом, не учитывая, что гудрон имеет плотность в 800 раз большую плотности воздуха, а вязкость – выше на 3 порядка. Попробуйте перемешать эти два продукта (гудрон и воздух), чтобы обеспечить молекулярный контакт. Ничего не получиться. Отсюда неравномерность окисления гудрона и, обусловленное этим, низкое качество готового продукта - битума. Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, конкретно к производству окисленных битумов из нефтяного сырья. Техническая задача изобретения - интенсификация процесса окисления нефтяного сырья, а также достижение различной глубины окисления битума. На чертеже изображена принципиальная схема устройства:
Устройство для окисления битума содержит емкость-накопитель 1, патрубок 2 подвода сырья, патрубок 3 отвода окисленного битума. На приводной вал 9 и ведомый вал 5 натянута бесконечная лента из сетки 6. В нижней части емкостинакопителя 1 укреплен с возможностью вращения отжимной вал, который плотно прижат к внешней стороне бесконечной ленты. Нижняя часть бесконечной ленты из сетки с плотно прижатой к ней отжимным валом образуют две не сообщающиеся зоны: первая зона 8 подачи нефтяного сырья, вторая ;зона 9 - откачки готового продукта. Подача нагретого воздуха осуществляется через патрубок 10. Подогретое до 130-150°С нефтяное сырье подается по патрубку 2 подачи сырья в емкость-накопитель 1 в зону 8, образованную нижней частью бесконечной ленты из сетки 6 и плотно прижатым к ней отжимным валом 7, Смачивая поверхность сетки 6 за счет сил адгезии, нефтяное сырье образует тонкую пленку на ячейках сетки. Эта пленка при вращении приводного вала 4 приводится в движение в вертикальной плоскости, т.е. пленка нефтяного сырья поднимается восходящей ветвью ленты вверх и затем опускается нисходящей ветвью вниз. При движении ленты пленка нефтяного сырья на ячейках сетки прорывается потоком воздуха 10, т.е. поток воздуха 10, направленный поперек к поверхности ленты 6 проходит через ячейки сетки. Пленка продукта нисходящей ветви ленты отжимается (выжимается) отжимным валом 7 и скапливается в зоне 9 откачки готового продукта. Нагнетание воздуха через патрубок производится вентилятором. В этом случае воздуху не нужно приобретать большую кинетическую энергию для
преодоления сопротивления жидкой среды. Толщина пленки мала (составляет доли миллиметра), и определяется свойствами нефтяного сырья (вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.), размерами ячейки и диаметром проволоки металлической сетки . Интенсификация процесса достигается за счет равномерного распределения концентрации кислорода воздуха в тонкой пленке нефтяного сырья на сетке, т.е. за счет снижения диффузионного сопротивления процесса окисления. Принудительное движение пленки .способствует непрерывному обновлению нефтяного сырья с желаемой скоростью. Кроме того, отвод выделяющегося тепла реакции окисления облегчается за счет хорошей теплопроводности бесконечной ленты из металлической сетки и за счет того, что реакция происходит в тонкой пленке. Таким образом, интенсификация процесса окисления достигается за счет снижения диффузного сопротивления кислороду в реакции окисления на тонкой пленке и облегчения отвода экзотермического тепла непрерывно движущейся бесконечной лентой из металлической сетки.
Подобное устройство можно использовать в исследовательских целях для ускорения определения окисляемости моторных масел. Рекомендую для разработчиков автомобильных масел. Установлено, что окисление неингибированного масла при атмосферном давлении в старых установках происходит в смешанном диффузионнокинетическом режиме. Принципиальная схема процесса образования лаковых отложений (предвестников нагара): масло – высокотемпературное каталитическое окисление – маслорастворимые мономеры – нагрев – полимеры – лак (нагар). За время воздействия – 7 часов, при температуре – 225-320 С, на поверхности железа образуется 50% лака, толщину пленки которого условно можно разделить на 3 слоя. В первом слое, примыкающем к разделу фаз, происходит растворение кислорода в масле и окисление масла с образованием нестабильных пероксидов и гидропрекисей (активных радикалов). Из них во втором слое образуются альдегиды, кетоны и кислоты. Полимеризация этих продуктов дает смесь полимеров, причем скорость окисления масла в несколько раз ниже скорости полимеризации (поликонденсации). Поэтому получаетсся разнобой при определении стойкости масел к окислению в лабраториях и в действительности - в двигателях. В третьем слое на
металлической поверхности процессы окисления масла, образования радикалов и полимеров происходят с участием металла – железа. При этом продукты окисления масел реагируют с металлом, образуя растворимые в масле продукты окисления. Эти продукты, в свою очередь, катализируют (ускоряют) процессы окисления и полимеризации.
Для сравнения масел по их склонности к окислению, процесс необходимо вести в кинетическом режиме, когда скорость диффузии кислорода в объеме масла на процесс окисления не оказывает существенного влияния. Увеличение интенсивности окисления при уменьшении толщины слоя масла на движущейся металлической сетке обуславливает увеличение скорости образования лака (нагара) в режиме, наиболее соответствующем реальным процессам, происходящим в двигателе. Кроме того, в применяемых лабораторных устройствах для определения окисляемости автомасел воздух движется по касательной относительно слоя масла, здесь же - перпендикулярно (см. рис). Подбирая материал движущейся сетки, можно моделировать окисляемость автомасел на поверхности разных металлов.
Армянскому радио задали вопрос: 1. Как отличить автора от соавтора? Так же как пение от сопения! 2. Что такое конкуренция? Конкуренция по русски это зависть (черная или белая) Черная завершается преступлением, а белая - инфарктом 3. Почему у нас так много докторов наук, а наука топчется на месте? Докторскую степень продают отдельно от инструкции по ее использованию 4.Что такое честность? Это редкое (1:10000) психическое заболевание 5. Как отличить консерваторию от фабрики звезд? Консерватория выпускает поющего соловья, а фабрика звезд - чирикающего воробья
Список изобретений Изобретения в списке расположены в хронологическом порядке. Одной звездочкой отмечены те изобретения, где автор один, то есть Салимов Марат. Двумя звездочками отмечены те изобретения, где авторов два (оба натуральные изобретатели и достойные люди). Соавторы (см. анекдот №1) появляются в изобретениях, отмеченных тремя звездочками. Их (соавторов), как правило, два. В остальных изобретениях (не отмеченных звездочками) количество соавторов, которые могут только важно сопеть, бурно возрастает, пропорционально крепостной зависимости автора от начальства. По моему мнению, защита интеллектуальной собственности в автоматическом режиме в России пока невозможна (нет конкуренции и свободного рынка патентов). Открытой и честной конкуренции нет и в экономике. Конкуренцию заменяют черная и белая зависть. Черная зависть завершается бандитизмом, а белая - инфарктом. Конкуренция появляется, во-первых, в обществе равноправных граждан, и, во-вторых, при наличии равных возможностей у этих самых граждан. С контрафактным использованием (воровством) изобретений бороться бесполезно, так как воровство в виде принуждения к соавторству заложено уже на стадии создания заявки на изобретение. Психологически своровать ворованное изобретение легче. Халява, сэр! А поведение автора-одиночки, не желающего делиться авторством, рассматривается начальством, в лучшем случае, как чудачество. Начальник тоже хочет казаться умным! Другая беда - крепостная зависимость изобретателей на предприятиях от работодателя и чиновников, то есть автор изобретения вынужден брать в качестве соавторов многочисленных сановников для получения каких-то личных выгод. Эти две причины привели к появлению мелких, никчемных (т.н. "бумажных") изобретений и, как следствие, дискредитации идеи изобретательства. Это порочный круг. Разорвать его и восстановить доверие к изобретателям может только открытая и честная конкуренция. Но в новом Патентном законе для изобретателя-одиночки появилась призрачная, но все-таки,
возможность освободиться от крепостной зависимости от работодателя. Смотри Патент на продажу, как пример использования такой призрачной возможности. Осталось только дождаться (лично для меня это уже не актуально) появления спроса на изобретения. Появление спроса на приличные изобретения на один-два порядка сократит количество псевдоизобретателей и во столько же раз поднимет ценность технических новшеств. Способ управления процессом получения бутилкаучука Раствор на углеводородной основе для бурения и глушения скважин Скважинный электронагреватель Весовой расходомер Фрактальный газосепаратор ***Скважинный газосепаратор *Устройство для получения окисленного битума Способ разработки неоднородной по проницаемости обводненной нефтяной залежи *Устройство для разделения суспензии Способ обработки продуктивного карбонатного пласта **Способ изоляции водопритока в скважину **Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений *Способ деасфальтизации нефти и тяжелых нефтяных остатков **Стабилизатор глинопорошка Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта **Устройство для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости **Способ предупреждения отложений парафина на нефтепромысловом оборудовании *Способ реагентной разглинизации скважины *Гаситель колебаний давления *Способ изменения проницаемости нефтяного пласта *Способ измерения вязкости Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Устройство для обогрева устья скважин Способ изоляции водопритока в скважину Состав для изоляции водопритока в скважину
*Жидкость глушения нефтяных скважин и способ ее приготовления Состав для изоляции высокопроницаемых зон пласта Тампонажный пеноцементный состав для тампонажного пакера и моста Способ восстановления и теплоизоляции трубопровода Способ предотвращения замерзания устья скважины и устройство для его осуществления Состав для комплексной обработки призабойной зоны карбонатного пласта Устройство для предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины Способ получения брома из пластовой воды нефтяного месторождения Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья Тампонажный цементный раствор Способ предотвращения замерзания устья водонагнетательных скважин Гидравлический вибратор Способ получения ионообменной смолы, насыщенной йодом *Способ свободного формования моделей транспортных средств Устройство для электроотогрева устья водонагнетательной скважины Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине *Оборудование устья водонагнетательной скважины ***Способ получения поваренной соли из пластовой воды нефтяного месторождения *Способ физико-химического анализа материалов Способ предотвращения разрыва трубопровода простаивающей скважины ***Всасывающий патрубок скважинного насоса ***Способ приготовления пульпы резиновой крошки Жидкостный смеситель Механически регулируемый штуцер *Пружинный штуцер Способ изоляции зон водопритока в скважине Способ ремонта нагнетательной скважины Способ предупреждения замерзания нагнетательной скважины
Устройство для установки ЭЦН *Гальваническая расческа (Патент на продажу) *Несмачиваемый водой корпус Способ изоляции зон водопритока в скважине Устройство для установки электроцентробежного насоса Способ изоляции зон водопритока в скважине Забойный жидкостной смеситель И еще десятка полтора полезных моделей
Изоляция пластов (обзор лит.источников) Основное назначение водоизоляционных работ (ВИР), как заложено в самом названии -снижение обводненности продукции, но при этом недопустимо снижение дебита нефти, который был до проведения ВИР, т.к. конечная цель - добыча нефти. Исходя из этого, водоизоляционная работа считается успешной при снижении обводненности продукции не менее чем на 15% в случае сохранения или увеличения дебита нефти. Величина 15% снижения обводненности принята на основе изучения характера изменения обводненности продукции при глубинно-насосной эксплуатации (ШГН) из-за пульсирующего притока нефти и воды из пласта в скважину и пульсирующей подачи ШГН. По этой причине относительное изменение обводненности при замерах колеблется до 15% и более. Такая погрешность 10-15% в определении обводненности продукции скважины после ВИР также снижает результаты по определению дебита нефти, что, в конечном итоге, приводит к тому, что часть безуспешных и без эффективных ремонтов, в которых процент снижения обводненности после ВИР, варьируется в пределах 0-15%, фактически попадает в число успешных и, тем самым, искажает реальную картину результатов ВИР. Сущность методов изоляции заключается в следующем: 1. при отключении нижних пластов – в создании в стволе скважины непроницаемого моста в пределах толщины пласта, вскрытой перфорацией; 2. при отключении отдельных интервалов неоднородного пласта и верхних пластов – в создании в отключаемом интервале или пласте непроницаемой оторочки (экрана) по периметру скважины в пределах толщины интервала или пласта, вскрытых перфорацией; 3. при исправлении некачественного цементного кольца – в заполнении имеющихся нарушений в цементном кольце изолирующим материалом; 4. при ликвидации нарушений обсадной колонны – в заполнении имеющихся нарушений в цементном кольце и обсадной колонне (при наличии цементного кольца) или создании прочного тампона за обсадной колонной в интервале ее нарушения (при отсутствии цементного кольца); 5. при наращивании (доподъеме) цементного кольца – в заполнении пространства между стенкой скважины и обсадной колонной (или кондуктором) в планированном интервале отсутствия цементного кольца; 6. при креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта – создании в пределах толщины разрушенной зоны прочного, проницаемого фильтра, ограничивающего вынос породы (песка) из пласта и обеспечивающего приток жидкости. В последние годы поддержание уровня добычи нефти в основном обеспечивается введением в эксплуатацию старого фонда скважин и обеспечением нормальной работы действующего фонда путем проведения капитального ремонта скважин. Основной объем работ при капитальном ремонте скважин занимают ремонтно-изоляционные работы (РИР), связанные с повторным цементированием и водоизоляционными операциями. Сегодня разработано много способов и составов для вторичного цементирования скважин и ликвидации газоводоперетоков. Несмотря на то, что во многих работах дается анализ причин низкого качества изоляционных работ по капитальному ремонту скважин и рекомендуются практические меры и составы по их улучшению, до настоящего времени проблема качественной водоизоляции и качественного восстановления герметичности заколонного пространства, по мнению уфимских нефтяников, является малоизученной. Нарушение герметичности заколонного пространства Основными причинами негерметичности крепи скважин являются
-неполное замещение бурового раствора цементным в кавернозной части ствола и при эксцентричном расположении эксплуатационной колонны; -рыхлая глинистая корка на стенках скважины; -плохое сцепление цементного камня с трубами и породами; -нарушение сплошности цементного кольца в процессе технологических операций в скважине; -различная плотность порций цементного раствора, закачиваемого в скважину; -образование каналов в цементном камне и в глинистой корке за счет процессов, происходящих при структурообразовании раствора и его твердении; -снижение гидростатического давления и приток газа или жидкости из высоконапорных пластов в зацементированное заколонное пространство; -коррозионное разрушение цементного камня. Все перечисленные причины, хотя и кажутся очевидными, являются пока еще малоизученными и могут быть представлены с точки зрения гидрогазодинамики понятием негерметичность заколонного пространства или цементного кольца. По мере схватывания тампонажного раствора снижается давление тампонажного раствора до тех пор, пока оно не станет равным гидростатическому давлению столба воды затворения. В этот момент твердая фаза тампонажного раствора полностью зависает на стенках скважины и эксплутационной колонны, а давление создается только водой затворения. Это особенно опасно в случае мощных газовых пластов, где давление на забое становится практически равным пластовому, а у кровли значительно ниже, что создает условия для газопроявлений. Фильтрационная корка бурового раствора очень легко отрывается от стенки скважины (при перепаде давления меньше 1МПа). Поэтому газ прорывается из пласта, отделив корку от стенки скважины, и начинает накапливаться в кольцевом пространстве, оттесняя тампонажный раствор, имеющий к этому времени малую прочность, и формируя газовое кольцо. Со временем газовое кольцо будет расти по высоте в сторону забоя, в результате чего формируются каналы перетока. Одной из причин заколонных перетоков является физико-химическое взаимодействие цементного раствора с глинистой коркой. Глинистая корка является наиболее слабым звеном в системе: цементный камень - глинистая корка - горная порода и в результате контракции обезвоживается, уменьшается в объеме, образуя каналы. Кроме того, она может разрушаться под действием значительных перепадов давлений между пластами с различными коэффициентами аномальности. В процессе технологических операций цементное кольцо заколонного пространства подвергается сильным механическим и термическим воздействиям, которые в свою очередь приводят к ослаблению связи цементного камня с ограничивающими поверхностями (породы и трубы), а в определенных случаях и образованию зазора между ними. В зависимости от величины снижения давления в колонне, толщины стенки и диаметра труб и скважины, образующийся между цементным камнем и трубой зазор может достигать до 1мм. Нарушение герметичности заколонного пространства происходит и при традиционно применяемых методах перфорации обсадных колонн. В процессе перфорации за счет взрывной волны, прохождения пули или кумулятивной струи в цементном кольце возникают напряжения, приводящие к возникновению трещин. Кроме того, ударная волна сильно встряхивает колонну, создавая дополнительные каналы перетока флюидов в заколонном пространстве. Нарушение герметичности заколонного пространства происходит и при разбуривании цементного стакана, элементов оснастки обсадных колонн. Причиной нарушения герметичности заколонного пространства могут быть также избыточные давления в затрубном пространстве, возникающие в результате негерметичности лифтовой
колонны, элементов подземного и устьевого оборудования, при соляно - кислотных обработках и гидроразрыве пласта. Наиболее типичными дефектами крепи скважины являются следующие: сообщающиеся между собой вертикальные трещины и каналы в цементном камне; высокая проницаемость цементного камня, зазоры между цементным кольцом, поверхностью колонны и стенками скважины; негерметичность резьбовых соединений эксплуатационной колонны. Результатом негерметичности крепи скважины являются межколонные давления, перетоки между пластами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, часто сопровождающиеся грифонами. Большой объем ремонтно-изоляционных работ связан с негерметичностью обсадных колон. Затраты на ремонтно-изоляционные работы при герметизации резьбовых соединений составили около 34 суток, стыковочных соединений колонны - 42 суток, а при ликвидации дефектов в обсадных трубах - 32 суток. В процессе эксплуатации скважины, при ее неоднократных глушениях, происходят значительные изменения температурного режима. Температура может меняться в значительных пределах, что создает большие знакопеременные напряжения в колонне, приводящие к нарушению целостности цементного кольца. Кроме того, технологические операции при капитальном ремонте скважин (глушение, закачка технических жидкостей, установка цементных мостов с последующим разбуриванием, ловильные работы, спуск и подъем НКТ и др.) будут способствовать образованию вторичных каналов перетока в заколонном пространстве. Такое состояние цементного камня неизбежно приводит к притоку посторонней воды в скважину при наличии вскрытых водоносных горизонтов. В настоящее время большое число новых скважин бурится на мелких месторождениях, где находятся маломощные пласты с относительно низкой проницаемостью. Чтобы получить экономически рентабельные скважины, в них для повышения дебита нефти проводят многочисленные кислотные обработки. Такие операции обычно выполняются под давлением. Воздействуя на приствольную часть породы, кислота постепенно проникает по зазорам между цементным камнем, обсадной колонной и горной породой, создавая каналы сообщения между нефтяными и водоносными пластами. Таким образом, кислотные обработки в некоторых скважинах становятся причинами заколонных перетоков флюидов и как следствие, обводнения нефтяных пластов. Условия перетоков разделяются по характеру каналов повышенной проницаемости; времени и причинам их образования; последствиям (опасности) для результатов испытания; возможным методам изучения. Классификация должна учитывать необходимость возможно более однозначного прогноза успешности применяемой технологии ликвидации перетоков и, следовательно, основываться на методах прямого экспериментально-имитационного изучения процесса ремонтной изоляции. По характерным особенностям формы поперечного сечения каналов повышенной проницаемости можно выделить следующие основные типы каналов: - объемные, обычно образующиеся за счет защемления бурового раствора и буферной жидкости тампонажной смесью, а также обусловленные почти полным отсутствием тампонажной смеси за колонной в результате струйного вытеснения; - контактные кольцевые зазоры, вызванные неполным вытеснением слоя бурового раствора на контакте с колонной, контракционно-усадочными процессами, опрессовкой; ударномеханическими деформациями цементного кольца на контакте его с колонной; - трещинные, образующиеся в результате перфорации и реже- вследствие контракционноусадочных процессов.
Наиболее распространенными являются объемно-контактные каналы, так как практически любой дефект цементного кольца приводит к разуплотнению его контакта с колонной и увеличению соответствующего кольцевого зазора. Трещинные каналы всегда опасны из-за почти нулевых потерь напора в них (заполняющий каналы фильтрат легко вытесняется пластовой водой). По времени образования каналы можно разделить на образующиеся в период затвердевания цемента (первичные); разбуривания цементного стакана, опрессовки, перфорации первого объекта (вторичные); освоения в результате операций по вызову притока компрессором (депрессионные), а также гидросвабирования, кислотной обработки; длительной эксплуатации скважины, а также ремонтно-изоляционных работ. Перетоки по первичным каналам могут происходить как непосредственно в момент загустевают тампонажной смеси в период ОЗЦ, так и при освоении. Из вышеизложенного можно сказать, что миграция флюидов по зазорам между цементным камнем и трубой и породами является широко распространенным процессом и требует совершенствования технологии восстановления герметичности заколонного пространства при капитальном ремонте скважины. Способы восстановления герметичности заколонного пространства скважины Способы восстановления герметичности заколонного пространства скважины тесно связаны с величиной приемистости, расстоянием между интервалом перфорации и источником перетока, направлением перетока и величиной планируемой депрессии на продуктивный пласт. Под восстановлением герметичности заколонного пространства подразумевается устранение движения жидкости или газа по каналам и трещинам в цементном кольце, его контактных зонах с эксплуатационной колонной или породами, слагающими стенки скважины. Каналами перетока флюидов в заколонном пространстве может служить как вся площадь кольцевого пространства в скважинах с не подъемом цементного раствора до проектной высоты, так и часть его (там, где нарушена сплошность заполняющего кольцевое пространство цементного кольца или есть зазоры между ними и ограничивающими его связями стенками колонны и скважины). В первом случае проводят работы по наращиванию цементного кольца за колонной. Во втором (наиболее часто встречающемся случае) - используют метод цементирования под давлением, при котором тампонирующий раствор принудительно вводят в разрывы сплошности цементного кольца или кольцевые зазоры, вымывая остатки раствора из колонны и проводя ОЗЦ под давлением. Работы проводят согласно типовой инструкции по креплению нефтяных скважин. Закачка тампонажных растворов под давлением в заколонное пространство при восстановлении герметичности заколонного пространства рекомендуется в следующих случаях - негерметична колонна и негерметично цементное кольцо; - колонна герметична (негерметична), но дополнительно обнаружен: -приток через фильтр в колонне; -приток из минерализованного пласта в пресноводный источник или в колонну; приток газа из продуктивного пласта на дневную поверхность; - нагнетаемая часть жидкости идет в пресноводный источник или на поверхность (не по назначению). При условии негерметичности колонны и цементного кольца, тампонирующий состав закачивается в заколонное пространство через нарушения дефект) эксплуатационных колонн. Для этого случая с учетом конкретных условий могу применяться следующие способы закачки тампонажных растворов. 1 Тампонирование под давлением, через обсадную колонну. Применяется для ликвидации
межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда по условию ремонта нельзя снимать избыточное давление в колонне при задавливании тампонирующей смеси. 2. Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну. Применяется для тех же условий, что и в предыдущем случае, и для ускорения процесса доставки тампонажной смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся жидкостью при проверке их на приемистость. При реализации этого способа нижний конец колонны НКТ устанавливают на некотором расстоянии от места дефекта (над зоной ввода), вмещающем расчетный объем раствора тампонирующей смеси. После задавливания смеси вяжущих веществ осуществляют обратную промывку под давлением для вымывания остатков тампонирующего раствора 3. Тампонирование через НКТ, башмак которых установлен в 10-15 м над дефектом. Используется для изоляции притока посторонних флюидов и подошвенных вод, 4. Тампонирование под давлением через НКТ, установленные в -2 м ниже дефекта. Применяется при изоляции нижних и подошвенных вод, если протяженности интервала перфорации более 10 м, а также, если удельная приемистость скважины менее 0,5 м3/(ч МПа). 5. Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой раствора тампонирующей смеси по затрубному пространству. Применяются когда местоположение дефекта не установлено, а приемистость характеризуется только падением давления при опрессовке колонны на воде 6. Тампонирование под давлением прокачкой тампонирующего раствора по затрубному пространству с остановками. Периодические остановки позволяют установить местоположение негерметичного интервала обсадной колонны за счет наблюдения за динамикой изменения избыточного давления. 7. Тампонирование под давлением с применением пакера используется для защиты обсадной колонны от воздействия избыточного давления, для защиты продуктивных пластов от загрязнения при изоляции объекта, расположенного ниже интервала перфорации, и для направленной подачи раствора тампонирующей смеси в изолируемый объект. При герметичной эксплуатационной колонне и негерметичном цементном кольце применяют следующие технологии. В случае перетока жидкости сверху продуктивного пласта тампонирующий состав закачивают только через интервал перфорации продуктивного пласта. Но при этом необходимо учитывать: а) при открытом забое скважин: если толщина продуктивного пласта меньше 10 м, то создают искусственный забой с помощью песчаной пробки, затем устанавливают взрыв - пакер. А если толщина продуктивного пласта более 20 м, то создают искусственный забой с помощью пакера. В обоих случаях для закачивания гелеобразующего состава оставляют не перекрытой самую верхнюю часть интервала перфорации. в) при закрытом забое скважин, если пластовое давление намного больше, чем планируемое давление (необходимое для закачки состава) в заколонном пространстве, то можно спустить низ НКТ на расстояние ближе к верхней части перфорации и осуществлять закачку гелеобразующего состава. В случае, когда давление меньше, необходимо блокировать продуктивный пласт блокирующей жидкостью с плотностью большей, чем плотность жидкости глушения, и закачивать через верхнюю часть интервала перфорации. Если приемистость дефекта цементного кольца 0,6-1,4 м3/ ч МПа, рекомендуют закачивать гелеобразующий состав через интервал перфорации на длину не менее 2 м. При приемистости дефекта цементного кольца менее 0,6 м3 /ч. МПа, предварительно проводят кислотную обработку, если приемистость не увеличивается, закачивать гелеобразующий состав через интервал перфорации не желательно.
При приемистости дефекта цементного кольца 1,4 м /ч МПа и более, закачку гелеобразующего состава производят на расстояние более 2 м, и при необходимости проводят повторную закачку. 2. В случае перетока жидкости снизу продуктивного пласта существуют следующие особенности: - если расстояние между нижними отверстиями перфорации продуктивного пласта и пластом источником перетока более 4 м, то создают специальные отверстия (2-5 отв.) против плотных пород в кровельной части источника перетока, закачку гелеобразующего состава проводят через пакер, устанавливаемый между перфорацией продуктивного пласта и этими отверстиями; - в случаях недостаточного расстояния между интервалами перфорации и кровельной части источника перетока менее 4 м, закачку гелеобразующей композиции проводят с применением пакера или используют специальную блокирующую пасту, предотвращающую попадание гелеобразующей композиции в продуктивную часть пласта. Закачивание тампонажного состава в нагнетательные скважины с большой проницаемостью можно проводить через существующий фильтр. Таким образом, качественное восстановление герметичности заколонного пространства зависит не только от выбора способа, но и от изоляционных возможностей применяемых составов. Поэтому для повышения эффективности работ по КРС необходимо также анализировать составы и успешность их применения. Уфимские специалисты по ремонту скважин для водоизоляции и восстановления герметичности заколонного пространства предлагают: При проведении повторного цементирования с целью восстановления герметичности обсадных колонн, заколонного пространства, а также для водоизоляции при капитальном ремонте скважин используют различные виды тампонажных материалов и гелеобразующих водоизолирующих составов, основными из которых являются: - смеси на базе минеральных вяжущих (тампонажный портландцемент, шлаки, гипс и их модификации); - тампонажные смеси на базе органических вяжущих - полимерные тампонажные материалы (ПТМ); - тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), так называемые цементно полимерные растворы - ЦПР; - многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные по дезинтеграторной технологииМТСД; - сжимающиеся тампонажные материалы - СТМ; - гелеобразующие водоизоляционные материалы - ГВМ, АКОР и др. Для оценки эффективности применения тампонажного цемента ПТМ и ЦПР при ремонтноизоляционных работах были проанализированы промысловые данные многочисленных операций при ликвидации осложнений путем цементирования под давлением. Анализ показал, что успешность операций цементирования под давлением зависит от вида нарушения. При применении цементного раствора успешность работ составляет: - при изоляции прорыва вод из нижележащих водоносных пластов-55%, а из вышележащих- 70%; - при изоляции дефекта в трубе- 30%; - при восстановлении герметичности соединений труб- 26%. В случае применения цементнополимерных растворов успешность составила: - по изоляции прорыва вод из нижних пластов- 48%, верхних - 72%, для исправления дефектов30%, при восстановлении герметичности соединительных узлов - 35%, при применении полимерных тампонажных растворов соответственно - 47; 58; 53 и 75.
Эти цифры показывают, что по сравнению с цементными растворами, более высокая эффективность использования ПТМ отмечается только при восстановлении герметичности соединительных узлов обсадных колонн. На самом деле каналы утечки в соединительных узлах имеют очень малую раскрытость составляют десятые и сотые доли миллиметра. Благодаря хорошей проникающей способности ПТМ заполняет каналы, по которым происходят утечки по всей длине. Решение о выборе типа тампонажного материала во многом определяется приемистостью скважины в интервале изоляции. В зависимости от вида и особенностей осложнения можно отметить следующее. 1. Применение ПТМ по сравнению с цементным раствором наиболее эффективно при - герметизации соединительных узлов; - ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости; - ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод через специальные отверстия в условиях низкой приемистости; - ликвидации прорыва закачиваемых вод в скважину с толщиной объектов изоляции не более 3 м в условиях низкой проницаемости 2. Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при: - ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости; - при ликвидации межпластовых перетоков и заколонных нефтегазопроявлений. 3. Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой проницаемости21 Преобладающее большинство тампонажных материалов, применяемых для водоизоляции при капитальном ремонте скважин, состоит из тампонажного портландцемента с различными добавками: - понизители водоотдачи (КМЦ, ОЭЦ, гивпан, КССБ и др.); - пластификаторы C-3, ФХЛС, НТФ, КССБ и др.); - расширяющие добавки (СаО, МgО, СаSО4 , хроматный шлам, НРС, и др.); - добавки, повышающие термо - и коррозионную стойкость цементного камня (золы - унос, шлаки черной и цветной металлургии, ракушник, диатомит и др.). Хотя многие виды тампонажных материалов широко применяются для исключения межпластовых перетоков по кольцевому пространству, на сегодня они не во всех случаях удовлетворяют требованиям качественного ремонта скважин из-за их малой проникающей способности. Твердые частицы тампонажных материалов -ораздо крупнее, чем трещины и каналы перетоков и другие дефекты, что приводит к преждевременному закрытию и препятствует полному заполнению их тампонажным раствором, что дает лишь временный эффект изоляции. В последние годы среды материалов, используемых при производстве ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин, все большее внимание уделяется полимерным материалам. Данные материалы, как показывает практика, удовлетворяют большинству требований, предъявляемым к материалам для повторного цементирования при РИР. Они могут быть приготовлены в виде истинных растворов, а также растворов, содержащих твердую фазу; иметь практически любую вязкость - от нескольких мПас до десятков и сотен. Поддаются регулированию и другие показатели их физико-химических свойств. Среди полимерных тампонажных материалов при РИР нашли применение материалы на основе суммарных сланцевых фенолов, тиоколов, алкилрезорциновых олигомеров, в том числе тампонажные материалы на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСД-9, ОГР),
вязкоупругие составы (ВУС), гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), фенолспирты (ФС), селективные тампонажные материалы (цементы на углеводородной основе), гидролизованный полиакрилонитрил ( гипан), полиакриламиды и др. Для фенолформальдегидных смол типа ТС-10, ТСД-9 в качестве отвердителя используются формальдегид, параформ и уротропин. Вязкость этих растворов близка к вязкости воды, а отсутствие в них твердой фазы обеспечивает высокую их проникающую способность и хорошую фильтруемость в пористой среде. В практике РИР ТС-10 и ТСД-9 используют при изоляции негерметичных резьбовых соединений обсадных труб и заполнении микротрещин в цементном камне. Применение таких материалов возможно при ликвидации попадания вод других типов (чужих, подошвенных и др.). Однако предварительно должны быть приняты меры по исключению фильтрации в продуктивную часть пласта. Недостатком таких тампонирующих материалов является их токсичность, высокая стоимость, большая чувствительность к окружающей температуре и колебаниям в соотношении компонентов, свойства которых при хранении меняются. Кроме того, при транспортировании к интервалу негерметичности из-за практически одинаковых реологических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей, кроме разбавления, наблюдается одностороннее распределение смеси в затрубном пространстве. Вследствие этого, в изоляционные каналы поступает некачественная смесь, которая может вообще не затвердеть. С целью устранения указанных недостатков были предложены отверждаемые глинистые растворы (ОГР). Их отвердение достигается в результате реакции поликонденсации фенолов с альдегидами в среде бурового раствора. Раствор или его фильтрат заполняет изолируемый пласт и превращается в пластмассу, а твердая фаза, кольматируя каналы перетока, твердеет и герметизирует их. В связи с более высокими значениями показателей реологических свойств ОГР, условия вытеснения бурового раствора более благоприятны, чем при использовании водных растворов синтетических смол. Наличие наполнителя повышает деформативность пластмассы и уменьшает усадочные явления в камне, что повышает надежность и долговечность изоляции. Несмотря на ряд преимуществ по сравнению с суспензиями минеральных вяжущих веществ, фенолформальдегидные материалы обладают рядом недостатков, снижающих эффективность изоляционных работ и вызывающих затруднения при практическом их применении. Недостаточно высокая эффективность изоляционных работ при использовании органических вяжущих материалов ТСД-9 и ТС-10 объясняется сложностью проводимых РИР, а также недостатками, присущими этим материалам. К числу таких недостатков относятся: большая зависимость сроков отверждения вяжущего материала от температуры и исходных компонентов, от окружающей среды; малая трещиностойкость получаемой пластмассы; усадка продукта отверждения в минерализованной пластовой воде. Необходимо также отметить, что исходные компоненты вяжущего материала- ТСД-9 (ТС-10) и формалина являются токсичными жидкостями, что создает трудности при проведении РИР. В связи с этим была изучена возможность применения для изоляционных работ органического вяжущего материала, отвердевающего в результате реакции поликонденсации ацетона и формальдегида в щелочной среде. Реакция поликонденсации ацетона и формальдегида может быть прекращена на стадии получения реакционно-способного олигомера (смолы), что существенно упрощает приготовление вяжущего материала на скважине. Полученная смола представляет собой вязкую жидкость желтоватого цвета, растворимую в воде в любых пропорциях. При вводе дополнительного количества катализатора смола способна к поликонденсации до стадии получения твердой пластмассы. Срок отвердевания материала составляет 1-2 часа. Эти материалы обладают регулируемыми сроками отвердевания, могут легко прокачиваться насосами, а получаемая после отвердевания пластмасса набухает в воде и не
изменяет своих размеров в нефти. К недостаткам этих вяжущих материалов следует отнести большую чувствительность сроков их отвердения к изменению температуры окружающей среды, а также к присутствию смольной щелочи -каустической соды в качестве катализатора поликонденсации. Кроме того, смола АЦФ-3, выпускаемая для приготовления пластмассы, имеет высокую вязкость (0,8-2,0 Па.с), что затрудняет приготовление тампонирующих материалов в промысловых условиях, особенно при отгрузке АЦФ-3 в канистрах. Для уменьшения токсичности смолы в предложено вводить в реакционную смесь мочевину (диамид угольной кислоты). При добавлении к готовой смоле или реакционной смеси мочевина реагирует со свободным формальдегидом с образованием монодиметоломочевины с последующим получением как линейных, так и циклических мочевиноформальдегидных олигомеров (смол). Таким образом, в готовой ацетонформальдегидной смоле свободный формальдегид оказывается связанным, что делает ее практически невредной. Тампонажные материалы на основе синтетических смол применимы при температуре в зоне изоляции до 60-70°С. Для целей, аналогичных рассматриваемым, в отдельных случаях используют вязкоупругие составы (ВУС). ВУС представляет собой смесь 1%-ного водного раствора полиакриламида ПАА и 2%-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС) и формалина 38-40%-ной концентрации в соотношении объемов соответственно 1,0+ 0,1+ 0,02 м3. После конденсации ВУС превращается в упругую гелеобразную массу, образуя в пористой среде или стесненных зазорах непроницаемый экран (на этой странице изложен способ изоляции, включающий гелеобразование в пористой среде). Во ВНИИКРнефть разработан вязкоупругий гель (ВУГ-2), который получают путем сшивки водного раствора полиакриламида окислительно-восстановительной средой. В качестве окислителя используют соединения шестивалентного хрома (бихромат натрия или калия, бихромат аммония) и др. В качестве восстановителя используют технический гипсосульфат натрия, сульфид натрия, нитрат натрия, нитрит натрия и др. В качестве исходного материала используется технический 8%ный ПАА. Время гелеобразования состава ВУГ-2 дополнительно можно регулировать путем регулирования рН раствора ПАА в пределах 8-9. С увеличением рН скорость реакции увеличивается и наоборот. Также применяют водоизолирующие составы "А - пласт" который представляет собой смесь различных полимеров. При изоляционных работах нашел применение гидрофобный тампонажный материал. Отличием ГТМ от тампонажных материалов и смол (ТС-10, ТСД-9, ФР-12 и др.) является его гидрофобность в исходном и отвержденном состоянии, способность отверждаться в любых жидкостях при температурах 5-80°С. ГТМ представляет собой двухкомпонентный раствор, состоящий из алкилрезорциной эпоксидной смолы и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). Плотность раствора можно регулировать в пределах 1050-1650 кг/м3 за счет введения цемента. Камень, сформированный из ГТМ, обладает упруго- эластичными свойствами и безусадочен. Для высоких температур предложены фенолспирт (ФС), феношлаки и силаны. Фенолспирты характеризуются высокой проникающей способностью, фильтруемостью в пористые среды, поэтому они могут успешно применяться вместо смол при высоких температурах. В зависимости от целей операций фенолспирт применяют как чистый, так и с различными наполнителями. В качестве последних используют глинопорошки, молотый мел, шлаковые цементы и др. Фенолшлаковая композиция (ФШК) при температуре выше 65% отвердевает в монолитную пластмассу. При этом обеспечивается сцепление камня со стенками скважины и колонны.
Отвердевшая ФШК практически непроницаема и коррозионно - стойкая. Недостатки таких растворов - ограниченный температурный диапазон применения в пределах 70-110 °С, токсичность, высокая плотность растворов и др. Силаны - это кремнийорганические соединения типа алкил (арил) хлорсиланов и они относятся к классу тампонажных материалов селективного действия. При попадении в водоносные пласты превращаются в гель. При введении в призабойную зону они растворяются в нефти пласта и гидратируются водой, содержащейся в обводнявшихся участках пласта. При этом в нефтенасыщенных участках проницаемость полностью сохраняется. Существенным недостатком этих материалов является токсичность, взрыво - и пожароопасность. Одним из наиболее популярных полимеров селективного действия является гидролизованный полиакрилонитрил, выпускаемый химической промышленностью в виде 10-15%-ного водного раствора под названием гипан, а также в другой модификации под названием гивпан. При тампонировании используется способность гипана взаимодействовать с катионами кальция с превращением в студень, устойчивый против физических (температура, давление) и химических (пластовые воды, газы, нефть) воздействий. Для изоляции водопритоков в скважины предложены составы гипан - СК; гипан + СК+ Мn(NOз)2 ; гипан + КФВК; УЩР + СК (СК - 30%); гипан + Мn(NOз)2, где СК - раствор солевой композиции, УЩР углещелочной реагент, КХФК - 45% раствор кремнефторводородистой кислоты, Мn(NOз)2-5% раствор нитрата марганца. В последние годы находит успешное применение на нефтяных месторождениях Сибири тампонажный материал АКОР. Из методов, основанных на закачивании в пласт элементоорганиче-ских соединений, на промыслах применяют этилсиликат, АКОР, продукт 119-214. Кремнийорганический водоизолирующий состав АКОР - это алкоксисодержащие кремнийорганические реагенты. АКОР имеет следующие особенности: растворяется в воде любой минерализации и отверждается. Образовавшийся полимер нерастворим в пластовых жидкостях; гидрофобизует поверхность породы; в пористой среде отверждается в полном объеме и за более короткое время, чем в стволе скважины; может применяться при температуре окружающей среды до - 50°С. На промыслах испытано три модификации состава АКОР: АКОР-1, АКОР-2 и АКОР-4. Перечисленные составы рекомендуют применять для изоляции притока вод в любом коллекторе температурой от - 5 до 150 С. Состав АКОР -1 - это гомогенный раствор и состоит из кремнийорганического эфира (40...75% маc.), кристаллогидрата хлорного железа (10...43%) и ацетона (остальное). Это маловязкая подвижная жидкость темного цвета плотностью 1040... 1300 кг/м3, вязкостью 9... 150 м Па с и температурой замерзания ниже - 50°С. При повышенном содержании кристаллогидрата хлорного железа АКОР 1 может применяться в скважинах с пластовой температурой 5...30°С, а при повышенном содержании ацетона - в скважинах с пластовой температурой 120. 150°С. Состав АКОР - 2 содержит 80...87 % (маc.) кремнийорганического эфира и 13...20% кристаллогидрата хлорного железа. На 1 м3 кремнийорганического эфира берут 50... 250 кг кристаллогидрата хлорного железа. АКОР- 2 представляет собой маловязкую жидкость темного цвета плотностью 1060... 1200 кг/м3 и вязкостью 50-300 мПа.с при температуре 25°С, температурой замерзания - 50°С . Отверждение тампонажного состава происходит под действием пластовой воды, а также влаги воздуха. Состав АКОР - 4 состоит из 9...64 % (мае.) кремнийорганического эфира, 0,5...4% кристаллогидрата хлорного железа и воды (водного раствора КаС1 или СаС12).
Разработано 10 модификаций АКОР - 4: АКОР-4/2 и т.д. В знаменателе указан объем воды по отношению к одному объему кремнийорганического эфира. Изменением этого соотношения регулируют механические свойства отвержденного полимера, вязкость состава и время отверждения. Например, АКОР- 4/1 - образует твердый материал, АКОР- 4/4...АКОР- 4/10 - гели. За счет введения воды стоимость состава уменьшается в 2... 11 раз. Использование растворов N301 и СаС12 сокращает время отверждения на 20...25%. Состав АКОР - 4 - маловязкая жидкость вязкостью 3... 150 мПа.с при 25°С, плотностью 1050... 1240 кг/м3 Контакт с различными породами сокращает время отверждения состава АКОР - 4 на: 20 .30 % при контакте с терригенными породами, содержащими до 4% кальциевых солей; 3 10 раз при контакте с карбонатной породой. С увеличением содержания воды в составе время отверждения еще более сокращается. Срок хранения АКОР - 4 зависит от содержания воды : при объемном соотношении эфира и воды 1:1 не более 4ч, 1:2 и более - до 2 суток. Все перечисленные составы АКОР приготавливают из отдельных компонентов, что вызывает определенные трудности на промыслах. Поэтому разработан и применяется на промыслах Западной Сибири одноупаковочный состав АКОР - Б. Его используют как в товарном виде, так и путем разбавления водой в 3...8 раз и более. Разработаны две модификации состава АКОР-Б: АКОР-Б /100 и АКОР-Б/300 соответственно для пластовых температур 100 и 300°С. Исходные компоненты составов АКОР токсичны и пожароопасны, коррозионноактивны (рН=2), полученный камень хрупкий, успешность работы 50%. Кремнийорганический водоизолирующий продукт реагент 119-представляет собой продукт гидролитической этерификации эталоном кубовых остатков производства органохлорсиланов; жидкость от светло-коричневого до черного цвета с характерным запахом соляной кислоты. Плотность продукта 930... 1050 кг/м3, вязкость 1,5... 10 мПа.с, температура замерзания ниже 50°С, гарантийный срок хранения в герметичной таре не менее одного года. Хорошо растворяется в органических растворителях, нефтепродуктах, к нефти инертен и химически с ней не взаимодействует. Продукт 119-204 представляет собой самокатализирующую систему за счет содержания в составе олигомеров остаточного хлора (4...8% мас.). Поэтому он является однокомпонентным составом и применяется в товарном виде. При смешении продукта 119-204 с водой образуются неплавкие и нерастворимые полимерорганосилоксановые полимеры. Следовательно, вода может являться отвердителем для этого продукта. Минерализация и состав пластовых вод не влияют на образование полимера. Время отверждения тампонажного состава, образованного при смешении с водой в пористой среде, 1...3 ч. Температура и давление не влияют на время отверждения. Прочность отвержденного образца на сжатие 0,5... 0,2 МПа, усадка- 3%. Отвержденные образцы не растворяются в органических растворителях, нефти, воде, кислотах. Для предотвращения преждевременной полимеризации продукта в НКТ из-за контакта его с водой используют буферную жидкость- ацетон. Продукт 119-204 относится к веществам малоопасным для здоровья обслуживающего персонала. В то же время он является легковоспламеняющейся жидкостью, поэтому необходимо строгое соблюдение противопожарных мер предосторожности. Для повышения качества и эффективности РИР практическое применение нашли составы на основе цеолитсодержащего компонента, нефелина, композиции, состоящие из солей алюминиякарбамида (Галка) и Галка-ПАВ, гелеобразующие системы алюмосиликатов. Идентично таким композициям могут применяться составы на основе феррохромового саморассыпающегося шлака- отхода металлургического производства, возможности которого
изучены еще недостаточно, но хорошие технологические свойства реагента, доступность сырья и возможность получения герметизирующего эффекта обусловливают целесообразность его совершенствования Данные гелеобразующие композиции по сравнению с применяемыми составами обладают рядом преимуществ, а именно: высокой термостабильностью, простотой приготовления гелеобразующих составов, экологической чистотой, надежностью технологий, направленных на образование водоизолирующих составов непосредственно в негерметичном заколонном пространстве. Существенное значение при этом имеют доступность и дешевизна применяемых химических реагентов. Обычно для ликвидации перетоков по негерметичному цементному кольцу используют тампонажные материалы на минеральной основе (портландцемент или шлак). Однако они не могут решить эту проблему по следующим причинам: низкой фильтруемости (т.к. они дисперсные) и невозможности проникновения в мелкие зазоры и трещины и на достаточную глубину; высокой плотности растворов, что может вызвать их поглощение и гидроразрыв пласта; высокой фильтроотдачи (ухудшение подвижности раствора, загрязнение продуктивной зоны и усложнение освоения скважины); низкой седиментационной устойчивости (создание неоднородного тампонажного камня); растрескивания камня при повторной перфорации; низкой коррозийной стойкости; отсутствия достаточных адгезионных свойств. Освоение и эксплуатация скважин с повышенными депрессиями на пласт могут быть одной из главных причин возникновения преждевременного прорыва вод, в том числе нагнетаемых, проявления заколонных перетоков, особенно при незначительных перемычках между продуктивным и водопроявляющим пластами. При повышенных репрессиях цементный камень испытывает значительные нагрузки. Следовательно, необходимо, чтобы изолирующий материал обладал достаточной прочностью. Но если это дисперсный (не фильтрующийся) материал, то при повторном вскрытии пласта, превышении депрессий (которые имеют место и при испытании скважины на герметичность после РИР), вновь образованный камень может растрескаться или отойти от стенок скважины. При этом опять появляются каналы и трещины, и приток снова возобновится. Таким образом, свойства цемента не соответствуют требованиям данного вида ремонта и поэтому результат работ чаще всего отрицательный даже при условии правильно выдержанного технологического процесса. Это объясняет крайне низкую эффективность водоизоляционных работ с использованием цемента как традиционного тампонажного материала, в том числе и при работах по ликвидации заколонных перетоков. Гелеобразующие тампонажные материалы имеют ряд преимуществ перед минеральными вяжущими: высокая проникающая способность, химическая адгезия к колонне, старому тампонажному камню и породе, низкая плотность, регулируемость сроков отверждения.
К настоящему времени известно множество технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах, отличающихся между собой спецификой механизма образования изоляционного материала, приготовления и закачивания в скважину. Почти все известные технологии разработаны прежде всего для ограничения притока попутно- добываемой воды В проводимых исследованиях основное внимание уделялось вопросам селективности изоляционных материалов, возможности их фильтрации в пористую среду и степени снижения ее проницаемости. В то же время техническому состоянию ремонтируемых скважин долгое время должного внимания не уделялось. По- видимому, считалось, что для ремонта скважин вполне
достаточно и применения цемента. Позже, в связи со старением фонда скважин и недостатком их конструкций, в научно-технической литературе по проблемам капитального ремонта скважин появляется термин ремонтноизоляционные работы, где большое внимание также уделяется проблеме ограничения притока воды в нефтяные и газовые скважины, но уже рассматриваются конкретные проблемы поддержания или восстановления работоспособности скважин. При этом обосновывается возможность расширения областей применения тех же изоляционных материалов, которые первоначально были разработаны только для закачивания в обводненные продуктивные пласты с целью ограничения объемов попутно- добываемой воды. Учитывая, что решение проблемы оздоровления фонда скважин связано как с проведением ремонтно-изоляционных работ по разрабатываемым продуктивным пластам, так и ремонтновосстановительными работами вне пределов продуктивного пласта по всему стволу скважины, включая и интервалы залегания пресноводного комплекса, возникает необходимость обобщения наиболее распространенных технологий РИР с применением методов тампонирования и технических средств для уточнения областей и возможностей их дальнейшего применения с учетом меняющихся представлений о путях решения проблемы и ситуации в производстве изоляционных материалов, а также создания новых видов жидкостей, с легко регулируемыми улучшенными технологическими свойствами при значительной их дешевизне, для восстановления герметичности заколонного пространства скважины.
Особенности ремонта нагнетательных скважин. Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин – высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое. До настоящего времени широкое распространение имеет способ снижения пластового давления как путем самоизлива, так и остановки скважины. Недостаток применения самоизлива обусловливается требованиями охраны окружающей середы, а остановки скважины – общим падением уровня пластового давления в отдельной зоне разрабатываемой площади, приводящим к снижению добычи нефти. Недостаток глушения скважины заключается в трудоемкости и дороговизне проводимых работ и ухудшении проницаемости призабойной зоны. Поэтому при подготовке нагнетательных скважин к ремонту необходимо исходить из конкретных условий разработки месторождения, отдельной площади или даже зоны. Если самоизлив обеспечивает быстрое снижение устьевого давления при закачивании пресной воды, то необходимо применять только этот способ. При закачивании сточных и других высокоминерализованных вод применение самоизлива можно рекомендовать только в том случае, когда возможны быстрые отбор и утилизация изливаемой воды. В видах РИР и технологии их осуществления в нагнетательных и нефтяных (газовых) добывающих скважинах больших различий нет, за исключением величины давления опрессовки эксплуатационной колонны после ремонта. На практике часто после РИР в нагнетательной скважине эксплуатационная колонна по всей длине испытывается на герметичность давлением, равными или несколько большим давления закачивания воды в пласт. Однако такому испытанию должен подвергаться лишь интервал колонны, в котором были проведены РИР; остальная ее часть должна быть изолирована пакером. После РИР закачивание воды должно осуществляться только через НКТ с пакером. Затрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной должно быть заполнено жидкостью,
обработанной ингибитором коррозии. На устье между эксплуатационной колонной и кондуктором должен быть установлен манометр.
Другой подход к водоизоляции. Ученые ТатНИПИнефти (И.Ф.Глумов со товарищи) считают, что к настоящему времени сформировалось два мнения по поводу водоизолирующих материалов. Первое из них необходимы поиск и разработка все более совершенных составов, второе наиболее четко выражено И.А.Сидоровым: ассортимент вполне достаточен и надобность в разработке новых материалов отсутствует. Они склоняются ко второму мнению, так как считают, что успешность и эффективность ВИР в первую очередь зависит от расчлененности разреза пласта непроницаемыми пропластками (в том числе выделяемых геофизическими методами) и технологией применения известных водоизолирующих составов (ВОС). Обводнение происходит послойно не только в терригенных коллекторах, что общепризнанно и очевидно, но и в карбонатных коллекторах. Причем вероятность такого послойного горизонтального обводнения увеличивается при переходе от трещинно-поровых к порово-трещинным и далее к поровым коллекторам. Выше было сказано, что обводнение добывающих скважин закачиваемой или контурной водой происходит послойно в горизонтальной плоскости, а при нагнетании в эту же скважину при избыточных давлениях на устье больше 5-10 МПа закачиваемая жидкость проникает в пласт в основном через раскрытие вертикальные трещины. Налицо резкое различие геодинамической и гидродинамической обстановки в призабойной зоне скважины в условиях, когда эта скважина работает в режиме отбора жидкости из пласта, с одной стороны, и когда эта же скважина работает в режиме нагнетания жидкости в пласт с существенным избыточным давлением на устье, с другой стороны. Основной целью водоизоляционных работ в скважинах является снижение притока воды без снижения притока нефти. При реализации ВИР добывающая скважина временно работает в качестве нагнетательной. В этой ситуации более вероятно, что водоограничивающий состав попадет в основном в вертикальные раскрытые трещины, чем в горизонтальный обводненный пропласток, даже если этот пропласток имеет большую поровую проницаемость по сравнению с поровой проницаемостью нефтенасыщенных интервалов пласта. Таким образом, водоограничивающий состав чаще всего попадает не туда, откуда поступает вода. В этом, по нашему мнению, основная причина низкой успешности и недостаточной технологической эффективности ВИР, особенно в скважинах, продуцирующих нефть из карбонатных коллекторов. Следует подчеркнуть, что практически все известные технологии ВИР основаны на одном главном постулате: поскольку в условиях неоднородного строения продуктивных пластов их первоочередная разработка и обводнение происходят по наиболее проницаемым интервалам, то любая закачиваемая в пласт жидкость прежде всего поглощается наиболее проницаемыми интервалами пласта. При всей логичности этого постулата почему-то не обращается внимание на то, что наиболее проницаемые интервалы могут быть совершенно различными в процессе закачки жидкости в пласт по сравнению с отбором жидкости из пласта. Действительно, карбонатные пласты, как и все осадочные породы, характеризуются послойной неоднородностью. При этом в карбонатных коллекторах трещинно-порового и поровотрещинного типа с пластовым давлением не выше гидростатического, закачиваемая вода
поступает в добывающие скважины обычно по горизонтальным прослоям повышенной проницаемости или по приподошвенной части пласта при депрессиях на пласт, исключающих образование новых и расширение существующих микротрещин в призабойной зоне. При проведении водоизоляционных работ используют передвижные насосные агрегаты. Их минимальная производительность составляет не менее 200 м3/сут, а дебиты добывающих скважин карбонатных коллекторов даже с большой депрессией на пласт (5-10 МПа) на порядок меньше и редко превышают 20 м3/сут. Поэтому при проведении ВИР это создает повышенное давление на устье, при этом забойное давление в добывающей скважине гораздо выше гидростатического. Учитывая, что боковое горное давление в платформенных областях со слабой тектоникой существенно ниже вертикального горного давления, и многие водоизоляционные составы играют роль жидкостей разрыва, то при проведении ВИР образуются новые высокопроницаемые вертикальные трещины, или расширяются в первую очередь естественные вертикальные или наклонные микротрещины. Таким образом, профили притока обводненных добывающих скважин могут резко отличаться от профилей закачки в те же добывающие скважины. Различие профилей закачки и излива давно отмечалось разными авторами. В этих условиях резко уменьшается вероятность попадания водоизолирующего состава в обводнившийся пропласток, так как при забойном давлении выше бокового горного давления, т.е. при существенной репрессии на пласт, водоизолирующий состав в основном попадет в вертикальные трещины нефтенасыщенных пропластков. При снятии давления (при пуске скважины в эксплуатацию после ВИР) вертикальные трещины снова смыкаются, водоизолирующий состав выдавливается в ствол скважины и забивает насос, при этом часть состава, проникшая в матрицу нефтенасыщенных интервалов, загрязняет ее, снижая нефтепроницаемость. Хотя в большинстве патентов указывается, что давление закачки водоизолирующего состава не должно превышать давления гидроразрыва, но у нас почему-то считается, что это давление достаточно высокое, близкое к вертикальному горному давлению. Поэтому в РД обычно указывается лишь, что давление при закачке не должно превышатъ прочности обсадной колонны при проведении ВИР без пакеpa, а при работе с пакером давление закачки вообще часто не лимитируется. Давление закачки водоизолирующего состава не должно превышать (0,006-0,007) Н в МПа, где Н-глубина скважины в м. Таким образом, общепринятое мнение о том, что водоизолирующий состав при существующих давлениях его закачки автоматически проникает именно в обводненный пропласток, только потому, что он более проницаемый, чаще всего ошибочно для условий призабойной зоны с дышащими трещинами. Из всего изложенного вытекает необходимость создания технологии ВИР, которая бы обеспечивала гидродинамическую обстановку в системе "скважина -призабойная зона пласта" возможно более близкую таковой при эксплуатации добывающей скважины, т.е. необходима технология ВИР, аналогичная, например, технологии ОПЗ методом каверн-накопителей (кислотных ванн) без создания существенной репрессии на пласт. Такая технология должна включать следующие основные элементы. За 3-4 недели до ВИР необходима остановка закачки в нагнетательной скважине, если профиль закачки не превышает перфорированной толщины пласта, так как такой профиль скорее зоны поглощения, чем профиль закачки.
Для уменьшения вероятности расширения вертикальных трещин и повышения вероятности проникновения водоизолирующего состава в обводненный пропласток необходимо глубокое дренирование добывающей скважины в течение 1-2 недель вплоть до конца заливки водоизолирующего состава при минимально допустимом забойном давлении. Поскольку в случае трещинного обводнения, обводненность продукции и дебит воды часто зависят от технологического режима работы добывающей скважины, то прежде чем принять окончательное решение о проведении ВИР, необходимо тщательно определить обводненность при эксплуатации с минимальным забойным давлением, и только при отсутствии существенного уменьшения обводненности продукции принимается решение о проведении ВИР с использованием водоизолирующих композиций. Водоизоляционные работы проводятся только без глушения скважин, без подъема скважинного оборудования, без предварительной проверки на приемистость, с использованием любых маловязких (не более 15-20 мПа.с) легко фильтрующихся водо-ограничивающих составов при условии их не отверждения в стволе скважины. При необходимости проводится обратная промывка при работающем глубинном насосе. Доставка на забой скважины водоизолирующего состава производится не закачкой его под избыточном давлении на устье, а заливом в затрубное пространство, тем самым, восстанавливается истинный смысл терминологии ВИР ("заливочные" трубы, "заливочный" агрегат и др.). В затрубье при работающем глубинном насосе заливается 300-500 м объема затрубного пространства скважины (обычно 3-5 м3) водоизолирующего состава. Поскольку чаще всего неизвестна толщина обводнившегося пропластка, то теряет смысл указывать в РД удельную потребность (м3 или т на I м толщины пласта) водоизолирующего состава. Продавка водоизолирующего состава производится при остановленном глубинном насосе товарной нефтью (лучше девонской) в объеме, равном объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа. Для этого используется или центробежный насос автоцистерны, обеспечивающий давление на выкиде 0,6-1,0 МПа, или передвижной насосный агрегат. Давление должно контролироваться двумя манометрами на 5-10 МПа, установленными на затрубье и на устье скважины. Использование в качестве продавочной жидкости товарной нефти должно предупредить разбавление хвостовой наиболее ответственной части водоизолирующих составов на водной основе и обеспечить непрерывность (фазовую связь) нефти в призабойной зоне непромытых водой нефтенасыщенных продуктивных пропластков с нефтью в стволе скважины. Таким образом, предлагаемая для обсуждения новая технология ВИР обещает быть обладающей более высоким коэффициентом успешности (так как резко повышает вероятность попадания водоизолирующего состава в обводненный пропласток), более высокой рентабельностью (так как продавочная нефть будет полностью извлечена из ствола скважины в первые же дни работы скважины после ВИР), повышенной экологической безопасностью, как с точки зрения охраны окружающей среды на поверхности земли (так как уменьшается вероятность порывов коммуникаций при отсутствии или малых величинах избыточных давлений при проведении ВИР), так и с точки зрения охраны недр (так как резко уменьшается вероятность загрязнения водоизолирующим составом нефтенасыщенных интервалов призабойной зоны пласта добывающих скважин - основного фактора, лимитирующего темпы добычи нефти). Примерный типовой регламент водоизоляционных работ (ВИР) по новой технологии.
• Желательно, чтобы скважина для ВИР не находилась на минимальном расстоянии от нагнетательной скважины. Желательны для ВИР такие скважины, в жизни которых дебиты по нефти были кратно больше, а дебиты по воде были кратно меньше, чем текущие дебиты. Желательно знание источника обводнения данной скважины. Необходимы скважины, ближняя предыстория которых позволяет однозначно определить технологическую эффективность ВИР. • За 3-4 недели до ВИР остановить закачку в нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с данной добывающей скважной. • Если глубина подвески глубинного насоса выше 100 м от нижних дыр перфорации, сменить насос на более производительный и оборудовать хвостовиком до нижних дыр перфорации (н.д.п.). • Подобрать режим работы насоса (число качаний, длина хода полированного штока), обеспечивающий динамический уровень в затрубье не выше 100 м от н.д.п. (забойное давление менее 10 МПа). • Замерить дебит по жидкости и обводненность продукции скважины (не менее 3-х проб). Если обводненность снизилась не менее, чем на 20% (трещинная обводненность), принимается решение - ВИР не проводить. Если обводненность изменилась несущественно (менее чем на 20%) принимается решение - проводить ВИР. • При необходимости проводится промывка ствола скважины при работающем глубинном насосе путем залива в затрубье 0,2-0,3% водного раствора АФ-12 или дистиллята в объеме, равном объему затрубья. • При необходимости проводится солянокислотная обработка прискважинной зоны пласта (кислотная ванна) путем залива в затрубье ингибированной соляной кислоты в объеме, равном объему затрубья при работающем насосе, остановки насоса после залива расчетного объема кислоты на 2-20 часов для проникновения в пласт без давления для реакции с карбонатами, пуска глубинного насоса для извлечения продуктов реакции. • Если проведены работы по п.п. 6-7, повторно определяются динамический уровень и забойное давление. Если забойное давление окажется равным более I МПа, увеличивают производительность насоса до достижения забойного давления менее I МПа. Если проведены работы по п.п. 6-8, повторно замеряется дебит и обводненность продукции скважины (п.5) и принимается решение о необходимости проведения ВИР. • При работающем глубинном насосе произвести обвязку затрубья скважины с автоцистерной с водоограничивающим составом (ВОС) через передвижной насосный агрегат, к приему которого может быть быстро подсоединена автоцистерна с безводной нефтью. • При работающем глубинном насосе начинается залив ВОС в затрубье скважины. После залива ВОС в объеме 0,5 объема затрубья, глубинный насос останавливают, и
передвижным насосным агрегатом продавливают ВОС безводной нефтью в объеме, равном объему скважины при минимальной производительности агрегата (для создания фазовой связи нефти в скважине и в нефтенасыщенных интервалах пласта). • Если при заливе ВОС в затрубье наблюдается захлебывание, подачу ВОС проводят насосом автоцистерны при минимальной производительности при работающем глубинном насосе. После подачи в затрубье ВОС в объеме, равном 0,5 объема свободного затрубного пространства (300-500 м) и без паузы переходят на продавку ВОС безводной нефтью в объеме, равном объему скважины также при минимальной производительности агрегата. При этом давление на устье скважины не должно превышать 2-3 МПа. • После окончания продавки ВОС расчетным объемом товарной, желательно девонской нефти скважина закрывается и оставляется в покое для установления физико-химического и гидродинамического равновесия (аналог ОЗЦ) на время, зависящее от свойств конкретного водоограничивающего состава, но не менее чем на 15-20 часов.
На основе вышеприведенных рекомендаций было создано изобретение, в котором поверхностные явления использованы с учетом особенностей продуктивного пласта (микропористость), и полимерного материала (истинный раствор), что предпологает превалироание капиллярных явлений над гидродинамическими. Недостатком известных способов водоизоляции с использованием полимерных составов является то, что в процессе остановки закачки и выдержки в стволе скважины из-за негерметичности оборудования не исключена возможность смешения и разбавления исходного состава столбом разделительной жидкости, в результате чего может нарушиться первоначальная концентрация полимерного состава и, как следствие, ухудшится устойчивость образующегося в пласте вязкоупругого изолирующего экрана. Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции зон водопритока путем увеличения устойчивости изолирующего экрана в призабойной зоне пласта. Техническая задача решена таким образом, что в способе изоляции зон водопритока в скважине продавку в пласт исходного полимерного состава осуществляют при минимальном перепаде давления на изолируемую зону, практически в режиме пропитки порового пространства, а выдержку исходного полимерного состава на гелеобразование проводят в призабойной зоне пласта при равенстве пластового и скважинного давлений. Для этого используют маловязкие (не более 15-20 мПа.с) легко фильтрующиеся селективные водоизолирующие полимерные составы, реагирующие с пластовой водой: изоцианат (форполимер полиуретана), кремнийорганические соединения, акрилаты, жидкое стекло и т.п., при условии отверждения их в порах пласта и не отверждения в стволе скважины. Сутью предлагаемого изобретения является то, что доставку в призабойную зону пласта водоизолирующего полимерного состава производят продавкой при небольшом избыточном давлении (репрессии), практически самопроизвольно, в режиме пропитки пор пласта полимерным составом, то есть при минимальном перепаде давления на изолируемую зону пласта со стороны скважины. Это отличает предлагаемый способ от известных способов, в которых закачку изолирующих составов осуществляют на большой скорости агрегата и при давлении, ограниченным лишь прочностью обсадной колонны. При использовании пакера с
коротким хвостовиком, оборудованным седлом с разделительной пробкой, гелеобразование происходит при равенстве пластового и скважинного давлений, когда, как следствие, происходит затухание фильтрации. Происходит, в основном, самопроизвольное смешение полимерного состава за счет сил смачивания, капиллярной пропитки и диффузии с пластовой водой в порах пласта, непосредственно прилегающих к стволу скважины, то есть вместо фильтрации реализуется режим пропитки (смачивание, капиллярные явления и диффузия), что предотвращает, как следствие, размыв полимерного состава пластовой водой в призабойной зоне пласта в процессе гелеобразования. В этом заключается основное отличие предлагаемого способа от известных способов изоляции. Поверхностные явления, которые были приняты во внимание при создании изобретения - это выражение особых свойств поверхностных слоев, т. е. тонких слоев вещества на границе соприкосновения тел (сред, фаз). Эти свойства обусловлены избытком свободной энергии поверхностного слоя, особенностями его структуры и состава. Поверхностные явления могут иметь чисто физический характер или сопровождаться химическими превращениями; они протекают на жидких (легкоподвижных) и твёрдых межфазных границах. Поверхностные явления, связанные с действием поверхностного натяжения и вызываемые искривлением жидких поверхностей раздела, называются также капиллярными явлениями. К ним относятся капиллярное всасывание жидкостей в пористые тела, капиллярная конденсация, установление равновесной формы капель, газовых пузырей, менисков. Капиллярные явления, обусловленные действием поверхностного натяжения на границе раздела несмешивающихся (гидрофобных) сред - воды, нефти и газа - это явления, вызванные искривлением межфазной поверхности гидрофобных сред. Искривление поверхности (выпуклый мениск пузырьков газа) ведёт к появлению в капилляре дополнительного давления, величина которого связана со средней кривизной r поверхности уравнением Лапласа. В опытах Жамена воздух в куске мела, погруженного в воду, достигал давления до 3 и более атмосфер, следовательно, он мог бы поднять столб воды высотой в 30 и более метров; в литографском камне давление доходило до 5 атмосфер. Свойства поверхности контакта двух твёрдых тел или твёрдого тела с жидкой и газовой средами определяют условия таких явлений, как адгезия, смачивание, трение. Молекулярная природа и свойства поверхности могут коренным образом изменяться в результате образования поверхностных мономолекулярных слоев или фазовых (полимолекулярных) плёнок. Такие изменения часто происходят вследствие физических процессов (адсорбции, поверхностной диффузии, растекания жидкости) или химического взаимодействия компонентов соприкасающихся фаз. Любое "модифицирование" поверхностного (межфазного) слоя обычно приводит к усилению или ослаблению молекулярного взаимодействия между контактирующими фазами. Физические или химические превращения в поверхностных слоях сильно влияют на характер и скорость гетерогенных процессов - коррозионных, каталитических, мембранных и др. Поверхностные явления отражаются и на типично объёмных свойствах тел. Так, уменьшение свободной поверхностной энергии твёрдых тел под действием адсорбционно активной среды вызывает понижение их прочности и облегчает возможность трещинообразования.
В настоящее время в ОАО"ТН"при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных скважинах используются следующие тампонажные материалы: 1 — смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);
2 — тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ); 3 — тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), так называемые цементно-полимерные растворы (ЦПР); В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным раствором) при герметизации соединительных узлов обсадных колонн и ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости. Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости и ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ. Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости. В последние годы для вторичного цементирования все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь практически любую вязкость, поддаются регулированию. Среди ПТМ при ремонтно-изоляционных работах нашли применение материалы на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСД-9), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ - Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы — силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганический продукт 119-296Т и др. В качестве отвердителей для смол используются формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение также отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор. Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов — токсичность, взрыво- и пожароопасность. ВУС — это вязкоупругий состав из смеси 2 %-ного водного раствора гексарезорциновой смолы (ГРС), 1 %-ного водного раствора полиакриламида (ПАА) и формалина 38—40 %-ной концентрации в соотношении объемов 1,0 + 0,1 + 0,02. Применим до температуры +90°С. ГТМ - гидрофобный тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет хорошие адгезионные свойства. Из высокотемпературных полимерных тампонажных материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС) готовят из фенола, формальдегида, 40 %-ного раствора едкого натрия или 10 %-ного раствора кальцинированной соды. Характеризуется высокой проникающей способностью и фильтруемостью в пористой среде. Может применяться с наполнителями: глинопорошком, молотым мелом, шлаковым цементом и др. Фенолшлаковая композиция (ФШК) — смесь фенолоспирта, тампонажного шламового цемента и наполнителя (барит, гематит, руда). ФШК вследствие поликонденсации фенолоспирта и гидратации шлака превращается в высокопрочную органоминеральную композицию. Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ необходимо отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. Селективность изоляционных работ основывается на свойствах изолирующего материала, поэтому термин "селективный" распространяют и на материал.
Селективный метод (материал) не может обладать абсолютной избирательностью. Селективностью метода является его способность избирательно снижать продуктивность обводненных интервалов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода. Наряду со снижением продуктивности обводненных интервалов в результате изоляционных работ возможно повышение проницаемости нефтенасыщенных интервалов пласта. Такие результаты могут быть получены, например, при использовании гидрофобизирующих поровое пространство коллектора реагентов. С учетом природы селективных водогазоизолирующих материалов в настоящее время методы их применения можно разделить на три группы: 1) методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов; 2) методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов; 3) методы, основанные на закачке в пласт элементорганических соединений. Наиболее освоенными отечественной промышленностью методами селективной изоляции и ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины (первая группа) являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда, которые нашли также широкое применение за рубежом. В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном полиакрилонитрил (гипан) и полиакриламид (ПАА). Применение гипана ограничено в условиях месторождений низкой минерализацией пластовых и закачиваемых вод. Использование ПАА ограничивается трудностями при приготовлении растворов, низкой технологичностью в зимних условиях. Из соединений акрилового ряда применяются для селективной изоляции также мономеры акриламида, сополимеры метакриловой кислоты и метакриламида (метас) и др. Механизм изоляции водопритоков данными соединениями также основан на взаимодействии их с солями пластовых вод или адсорбции полимеров на водонасыщенной породе, снижающей проницаемость для воды. Находят применение также полиолефины (полиэтилен низкого давления, полипропилен и др.). Они растворяются в нефти и находятся в твердом состоянии при контакте с пластовой водой. Для селективной изоляции применяют также нефтесернокислотные смеси (НСКС), тяжелые нефтепродукты (гудрон, битум). Но коллекторские свойства, минерализация пластовых вод, температура нефтяных месторождений не дают основания рекомендовать к широкому применению вышеперечисленные методы ограничения притока пластовых вод. Известен метод, основанный на использовании полиизоцианатов и полиуретанов. Они инертны к нефти, а в присутствии воды образуют разветвленный пространственно сшитый твердый полимер. Применяются при высоких пластовых температурах (90—150 °С), но эти материалы остро дефицитны. Из методов второй группы, основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение неорганические соли (их растворы), которые вследствие ионного обмена с солями пластовой воды или предварительно закачанной в пласт жидкостью, либо гидролиза пластовой водой образуют нерастворимые в воде осадки или гели. Наряду с минеральными солями для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах могут использоваться отдельные химические элементы, например магний, который способен реагировать с водой с выделением нерастворимого осадка гидроокиси магния. Реализация этих методов сдерживается дефицитностью реагентов, их токсичностью, возможностью осложнений при выполнении водоизоляционных работ. В последние годы разработаны и широко используются водоизолирующие материалы на основе силикатов щелочных металлов, в частности
жидкого стекла (R2O • nSiO2), где R означает калий и натрий. В последнее время нашли применение методы селективной изоляции пластовых вод, основанные на закачке в пласт элементоорганических соединений. Практический интерес для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения (КОС). Ряд гидролизующихся кремнийорганических соединений способен образовывать в пластовых условиях закупоривающий водонасыщенную породу полиорганосилоксановый полимер, обладающий высокими адгезионными характеристиками к породе, гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами. Практический интерес для изоляции водопритоков представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения, которые содержат связи Si—0 и Si—C, что определяет их промежуточное положение между органическими и неорганическими соединениями. Для изоляции притока пластовых вод в последнее время применяют водоизолирующий реагент - кремнийорганический продукт 119-296Т. Он создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства алкоксисиланов и алкоксисилоксанов. В качестве кремнийорганических соединений применяется смесь этилбутилэфиров ортокремниевой кислоты, а также смолка этилсиликата. На базе крупнотоннажного продукта 119-296Т разработана композиция, готовящаяся упрощенно в полевых условиях (см. патенты РФ № 2071548, № 2071549). Время отверждения композиции регулируется количеством добавленной соляной кислоты. Рекомендуемая композиция пригодна для изоляции нижних, верхних и подошвенных вод с любой степенью минерализации при температурах пласта до плюс 150 С, а также больших перепадах давления и малых перемычках между пластами. Продукт 119-296Т удобен для работы в зимнее время, поскольку температура его замерзания ниже минус 60 С.
КОНЦЕПЦИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ОАО ТАТНЕФТЬ Р.Р. Ибатуллин, Р.С. Хисамов. Мощная сырьевая база позволила обеспечить высокие темпы развития нефтедобычи в Республике. Так с 1950 года (за 7 лет) добыча нефти увеличилась в 27 раз с 867 тыс.т. до 23,3 млн.т. В результате объединение "Татнефть" (ныне АО) вышло на первое место в стране по уровню добычи нефти и удерживало это место в течение 17 лет (1957 - 1973 гг.). Такие высокие темпы развития были достигнуты в результате применения прогрессивных методов ведения поисково-разведочных работ, внедрения новой технологии и техники разработки нефтяных месторождений, создания прогрессивных методов бурения скважин, добычи нефти и газа, обустройства месторождений. Выделяются четыре стадии освоения ресурсов региона: первая - стадия ввода и роста добычи (1943 - 1969гг.); вторая - стадия стабильной добычи нефти (1970 1976гг.); третья - стадия падающей добычи нефти (1977 -1993гг.); четвертая поздняя стадия, период после отбора примерно 80% извлекаемых запасов, когда добыча продолжает падать, но более медленными темпами, или стабилизируется на определенный период времени на оптимальном уровне. В Татарстане, так же как и в России, падение добычи нефти достигло предельного уровня, и при дальнейшем ее снижении потребности развития экономики Республики не будут удовлетворяться в полной мере. В то же время стабилизация добычи на достигнутом уровне является сложнейшей задачей изза вступления нефтяной промышленности Республики в позднюю стадию своего развития, резкого ухудшения структуры запасов (доля трудноизвлекаемых запасов достигла 79,9% в остаточных запасах и продолжает расти), недостатка финансовых ресурсов для модернизации производства и освоения новых месторождений. Динамика добычи нефти и прироста запасов приведена на рис.1. Для устойчивого развития нефтяных кампаний основными путями решения этой проблемы являются поиск новых более эффективных объектов разведки и разработки, а также снижение затрат на добычу нефти, в первую очередь за счет разработки и ускоренного внедрения новых технологий. В связи с тем, что освоение новых рынков может дать эффект только после значительных инвестиций и нередко через продолжительный период времени, в кратко- и среднесрочной перспективе альтернативы реализации новых технологий на
разрабатываемых объектах нет. В осуществлении задачи поддержания уровней или увеличения добычи нефти в Татарстане важная роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений . Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождений и залежей Республики Татарстан однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических, физических, микробиологических методов увеличения нефтеотдачи, которые могут использоваться на фоне применения гидродинамических МУН. При этом эффективность применения большинства физико-химических методов увеличения нефтеотдачи наиболее эффективно при первичном вытеснении практически сразу после освоения нагнетательных скважин под закачку воды. Поэтому решение задачи повышения эффективности МУН с каждым годом все сложнее и сложнее. К настоящему моменту полностью преодолены последствия спада в применении МУН, когда в 1994г. было добыто дополнительно за счет МУН всего 420 тыс. т. В 1997г. в Республике Татарстан только за счет физико-химических методов увеличения нефтеотдачи было дополнительно добыто около 2,4 млн.т нефти, в 1998г. - 2,6 млн.т., а в 1999г. 3,2 млн. т, что составляет более 12% общей годовой добычи нефти. В целом, за все время разработки за счет применения физико-химических методов нефтеотдачи приращено около 35 млн.т извлекаемых запасов и дополнительно добыто более 24 млн. т нефти. На основании проведенного анализа и выбора МУН и ОПЗ для широкого промышленного применения на Ромашкинском месторождении были рекомендованы следующие основные методы и композиции: полимердисперсные системы, растворы эфиров целлюлозы, вязко-упругие системы на основе растворов полиакриламида со сшивателем, сейсмоакустическое воздействие с комбинациями химических реагентов, термобаро-имплозионные методы, микробиологическое воздействие, гидроразрыв пласта. По полученным результатам нами была оценена перспектива применения физикохимических технологий МУН и ОПЗ в целом в Республике Татарстан и на Ромашкинском месторождении. Сопоставление с объемами добычи по месторождению в целом свидетельствуют о реальности достижения и поддержания уровня дополнительной добычи на перспективу до 15% от общей добычи. Это свидетельствует о важности масштабного применения МУН и ОПЗ, как безусловного фактора стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки, и что особенно важно - на гигантском Ромашкинском месторождении.
Так как Ромашкинское месторождение является основным элементом нефтедобывающей отрасли Республики, остановимся на основных моментах его состояния и перспективах его разработки. На 1.01.99 г. на Ромашкинском месторождении пробурено 24363 скважин, в том числе на пашийско-кыновский горизонт 19888 скважины, на бобриковский горизонт - 3676 скважин. Остальные горизонты пока разрабатываются небольшим количеством скважин, пробуренных по редкой сетке или возвращенных с других горизонтов. Общий утвержденный фонд скважин по проектным документам составляет 35209 скважин. Полностью проектный фонд скважин не пробурен ни по одному продуктивному горизонту. Остаточные запасы нефти Ромашкинского месторождения, числящиеся на балансе ОАО "Татнефть", составляют в настоящее время: геологические около 3,0 млрд. т, извлекаемые около 350,0 млн. т. Наибольшее количество нефти отобрано из терригенных отложений девона и карбона: степень выработки девонских отложений составляет 90,8 %, бобриковских - 54,3. Карбонатные отложения выработаны всего на 12,6 %. Для восполнения базы углеводородного сырья и прироста новых запасов нефти запланированы мероприятия по доразведке месторождения. Проведение доразведочных работ позволяет дополнительно прирастить до 357 млн. т, из них за счет методов увеличения нефтеотдачи пластов 110 млн. т нефти и 247 млн. т за счет проведения геологоразведочных работ на вновь выявленных 1250 локальных поднятий и залежей. Для этого запланировано проведение исследований методом ИГН в 7669 скважинах, опробование в колонне в 9655 скважинах, запланировано бурение 260 разведочных скважин и углубление в 614 скважинах. В перспективе намечается вести разработку Ромашкинского месторождения при массовом разбуривании и вовлечении в разработку всех продуктивных горизонтов, а именно, кроме девонских и бобриковских, которые в настоящее время разбурены соответственно на 77,5 и 71,5 %, будут разбуриваться до проектной сетки верей-башкирские, турнейские, данково-лебедянские и живетские продуктивные пласты. Общий объем бурения по всем объектам составит 11408 скважин. При прогнозировании технологических показателей учтены, во-первых, мероприятия по увеличению остаточных извлекаемых запасов нефти, вовторых, использованы мероприятия технического прогресса в области новых МУН, ОПЗ, строительства скважин, добычи нефти и реконструкции системы ППД. В настоящее время заканчивается создание геолого-технологической модели Ромашкинского месторождения. В эксплуатации находится
геологическая модель, завершается настройка гидродинамической части. Этим проблемам специально посвящено два доклада на нашей конференции. Нами на основе гидродинамических моделей начато проектирование методов увеличения нефтеотдачи пластов - полимерное заводнение и вязко-упругие системы (ВУС), а также систем разработки залежей с применением горизонтальных технологий. Это позволит в ближайшее время качественно повысить обоснованность и эффективность применения МУН и горизонтальных скважин. Для проектирования разработки приняты повышенные значения коэффициента нефтеизвлечения по четырем горизонтам (пашийско-кыновские, бобриковские, турнейские горизонты, верейско-башкирские отложения) за счет применения в широких масштабах физико-химических методов повышения нефтеотдачи. При проведении гидродинамических расчетов учтено увеличение продуктивности скважин за счет мероприятий по улучшению первичного и вторичного вскрытия пласта (1,5-2,0 раза), широкого применения мероприятий по стимулированию работы скважин, применению ОПЗ, учтено увеличение дебита при применении горизонтального бурения скважин (2,0 -2,5 раза против вертикальных), бурение вторых стволов в старых скважинах. Мероприятия по реконструкции системы ППД заключаются, с одной стороны, в установке новых и в замене части установленных высокопроизводительных насосов на малопроизводительных с различным давлением нагнетания и малым расходом для создания оптимальных условий для закачки воды в скважины разной продуктивности, с другой, регламентируется качество закачиваемой воды в соответствии с продуктивностью скважин. За счет проведения всех этих мероприятий предполагается стабилизация добычи нефти на Ромашкинском месторождении на уровне 14 млн. тонн на период до 2010 года Как уже отмечалось выше, в условиях ухудшения структуры запасов реализация варианта стабилизации добычи нефти в республике будет невозможна без применения различных видов методов увеличения нефтеотдачи. На залежах с низкопроницаемыми терригеннными коллекторами планируется применение различных видов закачки поверхностно-активных веществ, для сильно обводненных пластов - закачка полимерных растворов, полимерно-дисперсных систем, при обводнении эксплуатационных скважин - различные виды изоляционных работ, такие, как закачка жидкого стекла и т.д. Кроме того, планируется широкое применение сейсмоакустического и вибро-акустического видов воздействия. Использование всего комплекса технологических, финансовых и налоговых
мероприятий позволит успешно выполнить поставленную перед нефтяниками Татарстана задачу по стабилизации добычи нефти. В заключение, очевидно, необходимо выделить два основных момента по сохранению уровней нефтедобычи в Республике: во-первых, применение прогрессивных технологий извлечения нефти из пластов с высокой степенью выработанное, во-вторых, создание экономических условий по рентабельной разработке месторождений. Стабилизация объемов добычи нефти по ОАО "Татнефть" и республике в целом в последние годы была обусловлена также и налоговым стимулированием нефтедобычи в части платежей в республиканский бюджет по трем направлениям: - эксплуатация малодебитного и высокообводненного фонда скважин; - ввод в разработку новых месторождений; - применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Законодательные возможности налогового стимулирования нефтедобычи были реализованы в ОАО "Татнефть" с 1995 года в пределах полномочий органов государственной власти Татарстана. Налоговые скидки применяются по налогам, специфичным для нефтедобывающего производства: акцизу, роялти, отчислениям в фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Кроме того, для стимулирования эксплуатации малодебитных скважин, стоимость этих фондов освобождается от налога на имущество. Важным элементом в процессе стимулирования разработки и внедрения новых высокоэффективных технологий МУН и стимуляции скважин явилось создание условий для работы на принципах раздела продукции - понятных и надежных для прогнозирования технологических и финансовых результатов как для лицензии держателя, так и для оператора и владельца прав на технологию. В настоящее время на этих принципах у нас в республике работают ряд компаний - с отечественным и зарубежным капиталом. Они привлекают для совместной работы создателей новых технологий из различных научно-исследовательских организаций не только Татарстана (ТатНИПИнефть, НИИнефтепромхим, РНТЦ МНТК Нефтеотдача), но и из других регионов России. Сейчас для повышения качества и координации всех работ на лицензионной территории ОАО Татнефть нами создано дочернее предприятие ООО Татнефть - Нефтехимсервис. Ему переданы все производственные мощности бывшего ТПУ Татнефтепромхим кислотная база, производство химреагентов на ОПУ-8, деэмульгаторная база. Закуплена новая техника для высококачественного проведения промысловых работ - исследования скважин, производства и закачки композиционных составов и др. Таким образом, использование всего комплекса организационных,
технологических, финансовых и налоговых мероприятий позволит успешно выполнить поставленную перед нефтяниками Татарстана задачу поддержать стабильный объем добычи нефти на ближайшие несколько лет на основе ускоренного и широкомасштабного развития и применения технологий МУН и стимуляции скважин. Однако важно подчеркнуть, что, как на первых этапах при господствующей вероятностной модели, так и на последних этапах при господствующей детерминированной модели, применимы одни и те же уравнения разработки нефтяной залежи, только по фактическим данным уточняются их параметры. Таким образом данная методика проектирования вместе с уравнениями разработки нефтяной залежи при использовании современных ЭВМ позволяет рассматривать и решать сложные проблемы разработки нефтяных месторождений, особенно, с трудноизвлекаемыми запасами нефти, позволяет создавать постоянно действующие адаптивные математические модели разработки нефтяных месторождений. КОНЦЕПЦИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РТ НА ПЕРИОД ДО 2015 г. Р.Х. Муслимов Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов Р.Р. Ибатуллин В Республике Татарстан нефть в последние пятьдесят лет является важнейшим фактором экономического развития республики. За эти годы в республике на базе нефтяной промышленности сложился мощный нефтегазовый комплекс (НГК), пронизанный множеством взаимных связей как в республике, так и вне ее - в России, ближнем и дальнем зарубежье. Нынешняя Концепция вобрала в себя проверенные практикой идеи предыдущей Концепции с прогнозными показателями до 2005г., выполненной в 1993г. и уточненной в 1995г. В то же время ряд существенных изменений в динамике рынка нефти, политико-экономических и юридических аспектах потребовали внесения важных изменений в концептуальные схемы. К важнейшим из них следует отнести: o Дальнейшее развитие рыночной экономики в РФ, - Резкие колебания цен на мировом рынке нефти, - Подписание и пролонгирование соглашений между правительствами РТ и РФ по межбюджетным взаимоотношениям и появившаяся политическая основа долгосрочного прогнозирования - до 2015г. - Принятие федерального и республиканского Законов о соглашениях о разделе продукции, - Принятые в РТ решения о развитии новых нефтяных компаний (ННК),
строительстве Нижнекамского НПЗ, - Активный выход РТ и АО "Татнефть" на рынки России, ближнего и дальнего зарубежья. Концепция разработана на базе основных итогов предыдущего развития и современного состояния нефтегазового комплекса. В то же время значительное внимание уделено инвестиционным программам для активной реализации новых технологий по всем направлениям научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений и реализации нефти. В Концепции определены направления развития сырьевой базы углеводородов, нетрадиционной энергетики, а также нетрадиционных запасов энергетических ресурсов. Большое внимание уделено проблемам научнотехнического прогресса и обоснованию инвестиционной деятельности для модернизации нефтегазового комплекса и диверсификации его деятельности, как территориальной, так и производственной. В Концепции на основе мирового и отечественного опыта обосновывается необходимость включения в состав вертикально интегрированной компании ОАО Татнефть производства по углубленной переработке нефти. Определены финансовые результаты деятельности для предприятий комплекса, а также для бюджета. Опоискованность недр в Республике составляет 72% и является одной из наиболее высоких в Урало-Волжской провинции. В то же время, анализ геологического разреза и его нефтеносности, а также условий формирования залежей нефти позволяют сделать вывод о том, что углеводородный потенциал республики остается довольно высоким. Начальные суммарные геологические и извлекаемые ресурсы нефти по Татарстану составляют, соответственно, 12,4 и 4,35 млрд.т. На 1.01.99 г. на балансе РТ находится 836423 тыс.т извлекаемых запасов. В настоящее время достигнута и будет поддерживаться оптимальная обеспеченность республики запасами нефти, период которой составляет около 33 лет, в том числе по девонским нефтям - 20 лет, по карбоновым - 50 лет. В НГК существуют и будут нарастать проблемы, связанные с карбоновой (высокосернистой) нефтью, добыча которой к 2015 году достигнет более двух третей от всего объема добычи нефти. Эти нефти отличаются пониженным выходом прямогонных светлых фракций (30-32 % фракции до 300 ° С), высоким содержанием серы ( до 4.5 %) и металлов (до 600 мг/кг). В республике имеются перспективы промышленной разработки природных битумов, запасы которых (4-5 млрд. т) являются крупнейшими в России В Татарстане, так же как и в России, падение добычи нефти достигло предельного уровня, и при дальнейшем ее снижении потребности развития
экономики Республики не будут удовлетворяться в полной мере. В то же время стабилизация добычи на достигнутом уровне является сложнейшей задачей изза вступления нефтяной промышленности Республики в позднюю стадию своего развития, резкого ухудшения структуры запасов (доля трудноизвлекаемых запасов достигла 79,9% в остаточных запасах и продолжает расти), недостатка финансовых ресурсов для модернизации производства и освоения новых месторождений. В Концепции рассмотрены различные пути развития нефтегазо-добывающего комплекса РТ. Первый вариант развития - минимальной добычи при минимальных финансовых ресурсах без действия системы налогового стимулирования. Второй вариант - вариант стабилизации добычи нефти в целом по Республике Татарстан и умеренного падения по АО "Татнефть". Третий вариант - вариант стабилизации добычи нефти по АО "Татнефть" и роста добычи по Республике Татарстан (СРП ННК). Четвертый вариант - вариант максимальной добычи нефти по Республике Татарстан (СРП Ромашкино и ННК). Потребностям Республики Татарстан по добыче нефти больше отвечают третий и четвертый варианты. В этих вариантах также предусмотрено применение наиболее прогрессивных систем разработки и развития уже сложившихся систем с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Для экономической оценки и окончательного выбора варианта развития следует учесть и необходимость реализации инвестиционных проектов по модернизации техники и технологий разработки нефтяных месторождений и решению экологических проблем. Потенциальные возможности оптимизации балансов добычи и переработки нефти, как основного фактора роста продаж и прибыли имеются у большинства российских нефтяных компаний. Как показывают расчеты, критическим уровнем эффективной переработки нефти на топливном предприятии со среднеразвитой структурой процессов является глубина переработки 63-65% (при 98% загрузке мощности). В концепции рассмотрены варианты переработки нефти. До недавнего времени большие объемы высокосернистой нефти поставлялись на ЗАО"УкрТатнафта". Проанализирована эффективность инвестирования в реконструкцию Кременчугского, Уфимского НПЗ и строительство Нижнекамского НПЗ. Расчеты показывают, что эффективность переработки сернистой нефти на ЗАО "УкрТатнафта" может быть сохранена на перспективу при развитии
Таможенного Союза - включении в него Украины. Экономические расчеты в Концепции выполнены при различных ценовых условиях для нефти: o Цены минимальные o Цены реальные. o Цены оптимистические. В вариантах развития, включающих разработку месторождений на условиях СРП, расчет компенсационных затрат и распределение прибыльной продукции произведен в соответствии с ТЭО СРП Ромашкинского месторождения. Экономическая оценка вариантов развития выполнена с учетом налогов, отчисляемых в бюджеты всех уровней и внебюджетные фонды при действующей налоговой системе (ДНС), дифференцированном налогообложении и - в вариантах 3 и 4 - при условии действия Соглашения о разделе продукции (СРП). По 4 варианту развития достигаются самые высокие уровни добычи нефти. Он же является лучшим и с точки зрения наполнения бюджета. Однако чистый доход инвестора в этом случае оказывается ниже, чем во 2 и 3 вариантах. Связано это с увеличением капитальных и эксплуатационных затрат, приходящихся на каждую добываемую тонну нефти за счет ухудшения качества вовлекаемых в разработку новых запасов. Кроме того, не определены сроки и параметры реализации СРП Ромашкино. В связи с этим в Концепции рекомендован как компромиссный - базовый вариант, при реализации которого будет иметь место паритет интересов инвестора и государства. Кроме того в Концепции рассмотрен инвестиционный потенциал РТ. Основными источниками финансирования новых проектов являются чистый доход предприятия, а также часть средств, аккумулируемых фондами ВЗМР и НИОКР. Анализ показал, что реализация только уже разработанных инвестиционных проектов даже при 4 варианте развития с оптимистическими ценами нуждается в серьезной государственной экономической поддержке, которая может быть выражена в предоставлении налоговых льгот, государственных гарантий при получении кредитов, в различных формах участия в финансировании проектов. При этом следует учесть активную работу, начатую в Архангельской области и готовящуюся на Ближнем Востоке. Дня надежного финансового обеспечения проектов следует выдерживать периоды инвестирования и возврата средств, т.е. включаться в реальную работу последовательно, по мере прохождения этапов: исследование - проектирование - строительство (обустройство) -
реализация, с фиксированными годовыми оптимальными объемами инвестиций по проектам. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Текущие и прогнозные ресурсы нефти в Республике при реализации всех рассмотренных вариантов позволяют обеспечить устойчивую добычу до 2015г. 2. Варианты добычи нефти на основе существующих и образуемых с 2000г. ценовых и экономико-правовых условий в прогнозный период практически полностью обеспечивают потребности развития нефтехимического комплекса РТ. Однако для дальнейшего устойчивого развития нефтегазовой отрасли и надежного обеспечения долгосрочных потребностей Республики необходим активный выход на внешние рынки. 3. Государственная программа по развитию добычи и переработки природных битумов предполагает формирование нового для Республики направления, с перспективами выхода на рентабельный уровень к концу периода прогнозирования - до 2015г. 4. В предстоящие годы в связи с истощением запасов газа основных месторождений РФ и необходимостью ввода новых, более труднодоступных и менее продуктивных месторождений затраты на добычу газа возрастут. Для снижения затрат на потребление газа в РТ необходимо предусмотреть: разработку программы сокращения непроизводительного потребления газа в промышленности и энергетике, пересмотр неэффективных схем централизованного теплоснабжения, перевод предприятий на альтернативные источники отопления (мазут), разработка ТЭО строительства газового хранилища. Для обеспечения надежного снабжения и загрузки нефтехимического комплекса РТ легкими углеводородами следует провести модернизацию объектов подготовки нефти и газа АО Татнефть, АО МГПЗ, активизировать проект использования валанжинского газа Зап. Сибири, рассмотреть возможность привлечения РАО Газпром в эти проекты. В качестве варианта перевода отопления с дефицитного газа на мазут следует рассмотреть районы республики с возможностью строительства мини-НПЗ на местных, малорентабельных ресурсах нефти (удаленных от основных коммуникаций). 5. Несмотря на незначительность эффекта в течение прогнозного периода, продолжить работу по опытно-промышленным исследованиям проблем использования нетрадиционных энергоисточников - уголь (подземная газификация); нетрадиционной энергетики - мини ГЭС, ветровая энергия. 6. Возрастают проблемы, связанные с реализацией высокосернистой нефти. Помимо собственной переработки в РТ необходимо развивать различные варианты компаундирования, транспорта этой нефти и приобретения НПЗ за
пределами РТ. Важной проблемой при развитии собственной переработки высокосернистой нефти будет реализация серы - мировой и внутренний рынок заполнены избыточным предложением. 7. В Республике необходимо создать вертикально-интегрированную компанию мирового уровня. На первом этапе эта задача может быть решена путем включения в состав АО Татнефть всей инфраструктуры нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения, существующей в РТ. Руководство АО Татнефть на высшем уровне исполнительной власти Республики имеет для этого все властные рычаги. Такое решение придаст новый импульс для роста инвестиционной привлекательности как АО Татнефть, так и Республики в целом. При этом упростится решение задач по выходу предприятий НГК за пределы Республики. 8. Инвестиционные возможности нефтегазового комплекса Республики по выходу на внешние рынки и строительству Нижнекамского НПЗ серьезно лимитируются до 2003г. взятыми кредитами. Реализация только рассмотренных в Концепции инвестиционных проектов нуждается в серьезной государственной поддержке, которая может быть выражена в предоставлении налоговых льгот, государственных гарантий при получении кредитов, в различных формах участия в финансировании проектов. При этом следует учесть активную работу, начатую руководством РТ, АО Татнефть в ряде регионов России, дальнем зарубежье. Для надежного финансового обеспечения проектов следует выдерживать периоды инвестирования и возврата средств. 9. По 4 варианту развития достигаются самые высокие уровни добычи нефти. Он является лучшим и с точки зрения наполнения бюджета. Однако неопределенность в подписании СРП Ромашкино позволяет считать более вероятным реализацию 3 варианта при котором АО Тат-нефть работает по варианту налогового стимулирования, а ННК по СРП мелких месторождений, при этом значительный прирост обеспечивается ускоренным перевооружением предприятий бурения со значительным ростом объемов буровых работ. Причем, более позднее включение режима СРП Ромашкино приближает по объемам добычи 3 и 4 варианты. ИЗМЕНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ ПРИ ДЛИТЕЛЬНОМ ЗАВОДНЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ, ПУТИ ИХ ИЗУЧЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ. Р. X. МУСЛИМОВ В течение последних лет в РТ выполнялась важнейшая работа под названием
Государственная концепция развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан. В процессе ее выполнения мы столкнулись с множеством проблем, сумели решить часть из них и вместе с тем определить глобальные задачи на ближайшие пятнадцать лет, без решения которых на поздней стадии разработки невозможно эффективно разрабатывать нефтяные месторождения. Прежде всего была произведена переоценка перспективных и прогнозных ресурсов и проанализирована динамика их изменения. За последние 25 лет в Республике были переведены в промышленные категории практически все ранее числящиеся перспективные и прогнозные ресурсы с коэффициентом подтверждаемости почти равным единице. Но переоцененные в настоящее время ресурсы оказались в 2,8 раза больше, чем числящиеся 25 лет назад. Результаты поистине ошеломляющие. Это произошло за счет совершенствования техники и технологии нефтепоисковых работ, оптимизации всего процесса геологоразведочных работ, применения прогрессивной методики доразведки, обобщения всех данных геолого-геофизических исследований. Оцененные в 1,4 млрд.т. извлекаемые ресурсы сделаны за счет новых подходов, становящихся в настоящее время традиционными. В результате обобщения всего геологического материала И.А.Ларочкиной был сделан весьма неожиданный вывод: бесперспективных земель в РТ -нет. Следует подчеркнуть, что это ресурсы по состоянию наших знаний на сегодня. Но у наших специалистов и ученых уже созрели новые идеи, новые подходы как в нефтепоисковых, разведочных работах, так и в области повышения нефтеизвлечения. Только надо их реализовать. Раньше мы всегда оценивали степень опоискованности недр около 92%, сегодня - всего 72%. Парадокс! Нет, закономерность. Из этого можно сделать вывод: в известных, перспективных районах, каким является РТ, по мере увеличения разведанных запасов, перспективные и прогнозные ресурсы имеют тенденцию к росту. Причина - совершенствование методов геологических исследований и появление новых геологических идей. При прогнозировании добычи обычно как негативный воспринимался фактор качественного ухудшения запасов - увеличение доли так называемых трудноизвлекаемых - ТЗН и снижение активных запасов -АЗН. В настоящее время доля ТЗН в ОИЗ (остаточные извлекаемые запасы) в РТ составляет 77%, против 30% НИЗ (начальные извлекаемые запасы). Так ли это трагично как мы себе это представляем? Думаю, что настало время пересмотреть само значение этого термина для прогнозирования добычи нефти. Во-первых, этот термин не понятен не только для финансистов, но в отнесении запасов к этой категории нет единого мнения даже у нас, специалистов-геологов и разработчиков. Во-
вторых, применение новых технологий уже сегодня позволяет рентабельно разрабатывать часть этих запасов. В третьих, применение соответствующего налогового стимулирования и льготирования, налогового режима делает возможным рентабельную разработку практически любого нефтяного месторождения РТ. Здесь в соответствии с Указом Президента были созданы независимые нефтяные компании (ННК), подготовлена документация и введены в разработку новые нефтяные месторождения ранее считавшиеся нерентабельными. Был сделан ошеломляющий вывод, что в РТ нерентабельных для разработки месторождений нет. Поэтому вопрос нерентабельных для разработки ТЗН сегодня, очевидно, нужно формулировать так: месторождения (залежи, участки) нерентабельные для промышленной разработки при применении современных технологий и действующей налоговой системы. При прогнозировании добычи нефти вначале нами рассматриваются варианты применения различных технологий разработки месторождений с постепенным расширением набора прогрессивных мероприятий и увеличением объемов их внедрения. Наиболее эффективным являются, разработанные в РТ, три комплексные технологии повышения эффективности разработки залежей нефти: в слабопроницаемых и глинистых терригенных коллекторах; в терригенных коллекторах, содержащих высоковязкие нефти; в карбонатных коллекторах. Следует подчеркнуть, что применение различных методов в комплексе позволяет увеличить темпы отборов и нефтеотдачу за счет син-энергетического эффекта от комплексного использования различных современных методов разработки. Технологическая эффективность комплексной технологии приведена на участке Аксубаево-Мокшинского месторождения. После рассмотрения и выбора приоритетного технологического варианта рассматриваются различные варианты экономических условий их осуществления. В рассматриваемой "Концепции" приведены 4 варианта развития нефтедобычи в Республике Татарстан. Первый - минимальная добыча (собственные финансовые ресурсы предприятий при действующей налоговой системе - ДНС, по ОАО "Татнефть" и налоговом стимулировании ННК). Второй - базовый (собственные финансовые ресурсы предприятий при специальном налоговом режиме для "Татнефти" и ННК, применяемом в РТ (стимулирование добычи из высокообводненных, малодебитных скважин, добычи за счет методов увеличения нефтеотдачи - МУН, ввода новых
месторождений). Третий - стабилизация добычи нефти (налоговое стимулирование, применяемое в РТ для "Татнефти", ННК - СРП- соглашение о разделе продукции). Четвертый - максимальный, рост добычи (Татнефть - СРП Ромашкино, ННК - СРП и налоговое стимулирование). Лучшим является вариант с максимумом добычи. Но его внедрение осложняется тем, что до сих пор не удалось урегулировать соглашение об условиях раздела государственной доли бюджетных поступлений между РФ и РТ. Реализация основного варианта развития нефтедобычи требует: 1. Обеспечить как минимум простое воспроизводство запасов для чего в республике созданы все условия, и, если нам не будут активно мешать, с этой сложнейшей задачей мы справимся. Реализация этого варианта требует технического перевооружения и наращивания буровых бригад, бригад КРС, службы промысловых и геофизических исследований, создания интегрированной системы компьютерного анализа и управления процессами выработки пластов, реконструкции системы ППД. 2. Государственная программа по развитию добычи и переработки природных битумов предполагает формирование нового для Республики направления, с перспективами выхода на рентабельный уровень и максимум добычи к концу периода прогнозирования - до 2015г. Все вышеизложенные условия, конечно, важны и должны быть соблюдены, если мы хотим достичь поставленные цели и обеспечить приоритетные задачи Республики. Но главным фактором является состояние разработки нефтяных месторождений Республики, основные из которых находятся на поздней ("глубокая осень" и "глубокая старость") стадии разработки. Основные месторождения РТ разрабатываются с применением методов заводнения. Применение этого метода позволило б. СССР за сравнительно короткий период времени выйти по добыче нефти на первое место в мире, обеспечить высокие темпы добычи нефти и высокие технико-экономические показатели разработки. В этом никто не сомневается, как и то, что возможности метода заводнения на сегодня еще далеко не исчерпаны - системы заводнения непрерывно совершенствуются и развиваются. Очевидно, этот метод в ближайшие 20-25 лет останется основным методом разработки большинства нефтяных месторождений. Однако, сегодня, после 55-летнего внедрения можно утверждать, что высокоэффективный метод заводнения обладает существенными недостатками, а именно:
- при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата заводнением пластов, в результате чего не вовлекаются в разработку значительные, в основном ТЗН, происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых и оставлению нефти в малопроницаемых пластах; - выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть "запечатывается" закачанной водой, а в приза-бойной и близлежащих зонах пласта выпадают асфальто-смоло-парафиновые осадки (АСПО) - ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной нефти; - создаются проблемы в возможности извлечения оставшихся извлекаемых запасов (ОИЗ) из невырабатываемых или слабовырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняемыми пластов по причине выпадения парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта из-за закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение). Снижение температуры в пластах из-за закачки холодных вод одновременно со снижением давления приводит к переохлаждению, что обуславливает выпадение кристалликов парафина, выпадению АСПО и как следствие к кольматации ими пор, снижению проницаемости пород и способствует усилению неньютоновских свойств нефти. Причем, это происходит как в заводняемых, так и невырабатываемых пластах, на достаточно больших расстояниях (до нескольких сотен метров) от нагнетательных скважин. При рассредоточенных, площадных системах разработки зоны с резкими ухудшенными условиями оказываются значительно больше, чем при линейных системах разработки. Но площадные системы на поздней стадии разработки внедряются повсеместно из-за необходимости поддержания давления и поэтому увеличение объемов осложненных для выработки зон является закономерным. Известно, что механизм процесса кристаллизации вещества в качестве предварительной стадии включает изменение структуры жидкой фазы при снижении температуры. Сущность этих процессов заключается в увеличении упорядоченности расположения молекул растворенного вещества за счет снижения энергии тепловых ударов со стороны молекул растворителя и в последующем объединении в комплексы предварительно ориентированных молекул кристаллизующегося вещества. По мере охлаждения раствора способность молекул растворителя удерживать в рассеянном и изолированном
друг от друга состоянии молекулы растворенного вещества снижается, что в целом воспринимается как снижение его растворяющей способности. При достаточно глубоком снижении температуры растворимость парафина в углеводородной среде снижается и достигает уровня равновесного насыщения. Кристаллизация при этом, однако, не начинается, так как для этого необходимо некоторое пересыщение раствора, уровень которого должен обеспечивать возможность появления достаточно крупных кристаллов парафина с размерами больше размеров критических зародышей. В процессе разработки залежей при заводнении изменяется состав остаточной нефти не только из-за удаления газовых компонентов (азота и метана) при контактировании с водой, но и из-за притока кислорода в пласт и развития микробиологических процессов. Результаты исследований показывают, что АСПО могут адсорбироваться на поверхности породы и сильно снижают величину нефте-проницаемости пласта при отсутствии и наличии остаточной воды. Чем меньше начальная проницаемость, тем больше при прочих равных условиях её снижение. Все это приводит к техногенному снижению проницаемости пласта, а, следовательно, и к техногенному уменьшению продуктивности скважин. Исследования показали, что остаточные нефти (ОН) могут быть разделены на две группы: неизмененные или слабоизмененные и сильно преобразованные. В первой группе мы выделяем две подгруппы: - нефти, невырабатываемых пластов, участков залежи, практически не затронутые влиянием заводнения; - нефти, затронутых влиянием заводнения пластов, участков залежи, без нарушения дисперсного состояния, в которых ограничена распространенность процессов преобразования нефти под действием техногенного фактора (по относительному содержанию компонентов они близки к добываемым нефтям и, следовательно, при определенных условиях могут быть извлечены). В первой группе остаточных нефтей в основном наблюдается уменьшение соотношения неполярных (масел) и полярных (спирто-бензольных смол и асфальтенов) компонентов за счет увеличения вклада последних. Анализ структурно-группового состава спирто-бензольных смол и асфальтенов показал, что в этих компонентах остаточных нефтей углеводородный скелет содержит больше гетерофунк-циональных групп, соответствующих фенолам, кетонам, карбоновым кислотам амидам и сульфоксидам. Удерживание их на породе обусловлено взаимодействием между активными центрами кристаллической решетки породы и наиболее полярными группировками в составе асфальтенов и спирто-бензольных смол.
Сильно преобразованные с различного рода нарушением коллоидного состояния нефти существенно отличаются от извлекаемых на поверхность нефтей. Установлено, что изменение коллоидного состояния сильно преобразованных нефтей, характерное для второй группы исследуемых объектов, связано с коагуляцией твердых парафинов. Выпадение их в виде осадков в пористой среде оказывает влияние на фильтрационные характеристики пластов и приводит их к "тепловой" смерти. Аномалии в химическом составе наблюдаются в результате выпадения твердых парафинов при охлаждении пласта закачиваемой водой. В остаточных нефтях увеличивается доля масел, так как высокомолекулярные парафиновые углеводороды являются их основной частью. В результате диспропорционирования компонентов добываемые нефти обогащаются смолисто-асфальтеновыми компонентами. Показано, что проявление процесса парафиноотложения является результатом длительной прокачки больших объемов холодной воды по высокопроницаемым промытым пластам и пропласткам. Опыт показывает, что на поздней стадии необходимо решать две основные задачи: обеспечение наиболее полной отработки охваченных заводнением активных запасов и ввод в эффективную разработку невырабатываемых, как правило, трудноизвлекаемых запасов (ТЗН). Для решения задачи ввода в разработку невырабатываемых запасов обычно применяются следующие меры: оптимизация размеров ранее выделенных крупных эксплуатационных объектов и плотности сеток скважин, (так при анализе состояния выработки пластов на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения выявилась необходимость выделения в самостоятельные объекты разработки высокопродуктивных пластов площадного развития, слабопроницаемых пластов, водонефтяных зон и глинистых коллекторов); оптимизация системы заводнения: разрезание на более узкие полосы, а затем и на блоки (против 21 площади самостоятельной разработки выделено более 400 блоков), внедрение рассредоточенных систем; Для решения задачи наиболее полной отработки охваченных заводнением запасов основная роль отводится регулированию разработки. Однако, этим не ограничиваются негативные влияния процесса "старения" залежей по мере разработки с применением методов заводнения реальных пластов пресными, холодными водами. Промысловыми наблюдениями было установлено, что чрезмерное снижение пластовых давлений на ряде участков существенно ухудшало условия для
освоения скважин на нефть и под закачку воды, способствовало снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости. Специальные исследования, проведенные профессором Н.Н. Непримеровым в 70-х годах на Южно-Ромашкинской, а затем и на опытном участке мицеллярного заводнения Азнакаевской площади показали, что целесообразно эксплуатировать месторождение при давлениях близких к начальному пластовому. Однако, технически осуществить это оказалось весьма сложно и было признано целесообразным поддерживать пластовое давление на уровне 16-16,5 МПа. В связи с обнаруженными фактами отрицательного влияния снижения пластового давления на выработку запасов объединением Татнефть были поставлены специальные научно-исследовательские работы. Они выполняются ВНИГРИ под руководством М.Д. Белонина и Р.С. Сахипгареева. Перед исследователями была поставлена задача учета возможных пластических деформаций коллекторских свойств пород на поздней стадии разработки месторождений. Главным объектом исследования являются терригенные пласты девонских отложений, которые представлены породами с высоким объемным содержанием глинистого материала (как высоко-, так и низкопроницаемые). Другим объектом являются трещиноватые коллекторы, фильтрация флюида в которых в значительной мере зависти от раскрытости трещин. К этой группе, в частности, относятся карбонатные коллекторы верхнетурнейских отложений. Механизмы изменения, прежде всего снижения проницаемости коллекторов, которые вызываются развивающимися в них деформационными процессами, для объектов первой и второй групп совершенно различны. Для первой группы - терригенные коллекторы - необратимое изменение проницаемости обусловлено в основном деформациями матрицы (межзерновый коллектор), за которую главным образом ответственна пластическая деформация глинистого материала скелета породы. Для коллекторов второй группы изменение проницаемости является преимущественно результатом изменения раскрытости трещин разномасштабного уровня - от микротрещин вплоть до трещин, протяженностью в десятки-сотни метров и более. При этом сжимаемость трещин зависит от их раскрытости, шероховатости стенок, величины эффективных напряжений, направленности и величины действующих напряжений. На основании результатов экспериментов был сделан вывод, что в карбонатных породах значительное уменьшение раскрытости и, соответственно, проницаемости трещин происходит за счет упругой
деформации в результате контакта стенок трещин. Кроме различия в механизмах изменения проницаемости коллекторов, необходимо также учитывать, что изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) в разных частях пласта имеет свои особенности. Особенности изменения НДС, в свою очередь, очень сильно влияют на характер и степень изменения проницаемости в разных частях пласта. Обычно рассматриваются упрощенные картины изменения НДС пласта. В частности, при рассмотрении изменения напряженного состояния в окрестности добывающей скважины (воронка депрессии) считается, что снижению перового давления на некоторую величину отвечает дополнительное всестороннее сжатие (увеличение эффективного напряжения) фунтового скелета, которое возрастает на ту же величину. В этом случае для оценки изменения проницаемости пласта в воронке депрессии достаточно провести серию испытаний образцов керна при повышенных, по сравнению с начальными пластовыми условиями, значениях всестороннего сжатия (эффективных напряжений). В этих опытах, моделирующих изменение НДС в воронке депрессии, измеряются соответствующие изменения проницаемости образцов. При этом для того, чтобы оценить, являются изменения проницаемости породы обратимыми или нет, испытания должны включать разгрузки. На основе таких представлений развиты методы оценки изменений проницаемости в воронке депрессии, опирающиеся на результаты промысловых исследований. Реальная картина изменений проницаемости коллектора гораздо сложнее. Вопервых, на изменение проницаемости коллектора в целом влияет вся предыстория изменения пластового давления (например, его значительное снижение и последующее повышение приближенно до исходного значения путем закачки воды в пласты, как это происходило при разработке ряда месторождений Татарстана). Соответствующее циклическое изменение НДС коллектора может значительно изменить его первоначальную проницаемость. Для коллекторов межзернового типа, представленных породами с высокой объемной глинистостью, рассматриваемое изменение НДС должно вызвать заметное снижение проницаемости матрицы вследствие ее необратимых деформаций. В трещиноватых коллекторах значительное снижение пластового давления может вызвать необратимое смыкание стенок трещин. В этом случае при восстановлении пластового давления раскрытость трещин и их "проницаемость" снижаются. В результате, при возвращении пластового давления, примерно до исходного значения, проницаемость трещинного коллектора может необратимо понизиться.
Далее все технологические операции - вскрытие пласта, освоение и эксплуатация скважины (отбор/закачка флюида) - вызывают дополнительные изменения НДС в окрестности скважин. Это, в свою очередь, может породить дополнительные изменения проницаемости пласта. Характер и степень этих изменений различны в разных частях пласта (например, в ближней и удаленной от скважины зонах) и зависят от технологического этапа. При этом по-разному реагируют на эти изменения межзерновые и трещиноватые коллектора. Как отмечалось выше, изменение напряженного состояния пласта, вызываемое отбором/закачкой флюида, рассматривается обычно как дополнительное всестороннее нагружение /разгрузка или, что то же самое, возрастание/убывание эффективных напряжений на скелет породы. Условия такого типа приближенно реализуются в пласте только в том случае, когда окружающие его породы деформируются практически как пластическая среда. В реальности вмещающие породы и пласт обладают упругостью. В этом случае изменение напряженного состояния в рассматриваемой зоне обычно представляет собой дополнительное сжатие по нормали к пласту, уменьшающееся при удалении от скважины; при этом отсутствуют дополнительные деформации в плоскости самого пласта. В результате распределение дополнительного сжатия определяется величиной депрессии на пласт и соотношением упругих свойств пласта и вмещающих пород и др. Такой тип напряженного состояния реализуется в пласте на некотором удалении от контура скважины (начиная с расстояний ~ толщины пласта). В ближней приствольной части пласта можно выделить область, в которой изменения напряженного состояния, вызываемые вскрытием и разработкой, приводят к высокой концентрации сдвиговых напряжений. Размеры этой области невелики (2-3 радиуса скважины), но концентрация сдвиговых напряжений в ней может порождать значительные неупругие деформации пласта, а с ними и эффекты необратимого изменения проницаемости, намного превосходящие те, что имеют место при дополнительном всестороннем сжатии или одноосной деформации пласта по нормали к нему. Эти эффекты особенно существенны для продуктивных терригенных пород, прежде всего с высоким содержанием глинистого материала. Для таких пород характерно необратимое многократное (2-3 кратное и более) снижение проницаемости в приствольной зоне пласта, а для некоторых технологических режимов вскрытия, освоения и др. проницаемость породы может снижаться в 10 и более раз. Таким образом, для разных зон, формирующихся в пласте: приствольной зоны; зоны воронки депрессии (в случае, когда на распределение напряжений в ней
влияет упругость пласта и вмещающих пород); переходной зоны между первыми двумя - характер изменения напряженного состояния скелета породы отличен от дополнительного всестороннего сжатия/растяжения. Особенно актуальной является проблема необратимых деформаций для карбонатных сред, которые благодаря изменениям в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей приобретают особую чувствительность и остро реагируют на изменение давлений в процессе разработки. Для терригенных пород Ромашкинского месторождения казалось бы эта проблема стоит менее остро. Однако установленная существенная децементация пород в зоне стабилизации древних ВНК за счет растворения минералов под действием продуктов окисления нефтей нередко способствует разрыхлению пород с нарушением их устойчивости к механическому воздействию. Открытие явления разрушения коллекторов в процессе дискретно-периодического формирования нефтяных залежей заставило по новому взглянуть на возможность существования необратимых деформаций в процессе разработки нефтяных залежей в терригенных кварцевых породах, для которых деформации пород традиционно предполагались исключительно за счет их глинизации в условиях седиментогенеза. Предварительными исследованиями установлено, что для конкретных площадей существуют пределы снижения пластовых и забойных давлений, при которых появляются признаки необратимых деформаций пород. Признаки этих деформаций отсутствуют при минимальных депрессиях 2,9 (Азнакаеввская) - 3,5 МПа (Южно-Ромашкинская). Это согласуется с наибольшей степенью разуплотнения коллекторских сред на уровнях стабилизации древнего ВНК за счет децементации и растворения обломочных зерен кварца (Азнакаевская площадь), а меньшей степени их разуплотнения отвечают максимальные значения предела снижения пластового давления (Южно-Ромашкинская площадь). Детальными петрографо-минералогическими исследованиями обнаружено резкое различие минерального состава глинистого цемента. На ЮжноРомашкинской и Азнакаевской площадях преобладают поровые и пленочные образования монтмориллонита, что исключает возможность закачки пресных вод для ППД. В составе глинистого цемента Восточно-Сулеевской и Холмовской площадей преобладает вторичный каолинит, что делает возможным закачку пресных вод для заводнения. По Ташлиярской площади Р.Н. Дияшевым для анализа построены зависимости коэффициентов продуктивности, пластовых давлений и обводненности индивидуально по 10 выбранным скважинам и в целом по опытному участку с
использованием средних значений. Здесь в начальный период времени с 1950 по 1954г. характерно значительное уменьшение пластового давления и коэффициентов продуктивности. В дальнейшем пластовое давление повышается, а коэффициент продуктивности остается примерно постоянным, но с достаточно сильным разбросом. При увеличении обводненности продуктивность резко падает. Тенденция снижении коэффициента продуктивности при уменьшении пластового давления, и дальнейшее его постоянство с увеличением пластового давления и отсутствием обводненности может свидетельствовать о наличии необратимой деформации. В среднем продуктивность упала вполовину при снижении давления примерно на 30%. Необратимое снижение проницаемости пород в лабораторных условиях было продемонстрировано ВНИГРИ. Исходя из накопленных материалов по исследованию влияния пластовых и забойных давлений на продуктивность скважин и связи их со снижением продуктивности под влиянием необратимых деформаций были проведены специальные исследования. Для обоснования оптимальных забойных давлений в добывающих скважинах в "Татнефти" был выполнен значительный объем исследований при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Результаты исследований, проведенные на 4-7 режимах с продолжительностью эксплуатации на каждом 4-8 недель, были обработаны графическим и аналитическим методами. Получены индикаторные диаграммы с тремя характерными участками. Первый участок АВ прямолинейный. Он характеризует работу скважин с забойными давлениями выше давления насыщения. В этой области коэффициент продуктивности является постоянным и имеет максимальное значение. Давление в точке В называется рациональным. Второй участок ВС соответствует фильтрации газированной жидкости в призабойной зоне пласта. На этом участке дебит нефти в замедленном темпе продолжает расти до выхода на точку С. Себестоимость дополнительной добычи нефти выше, но энергетические затраты компенсируются за счет роста дебита. Экономически целесообразно добывать нефть при забойных давлениях, близких к точке С. Забойное давление в этой точке авторами названо предельно допустимым. Третий участок СД характеризует работу скважин с давлениями ниже критического, при котором снижается их дебит. С учетом статистического характера построенной зависимости диапазон предельно допустимых значений забойного давления для условий горизонта Д1 Ромашкинского месторождения можно принять по критерию максимума
дебита равным 5-6 МПа. Был сделан вывод, что месторождение целесообразно эксплуатировать при оптимальных давлениях на забое добывающих скважин. Эксплуатацию отдельных малообводненных скважин (менее 50-60%) можно осуществлять при предельно допустимых забойных давлениях, а высокообводненных (более 90%) - при рациональном забойном давлении, равном давлению насыщения. Указанные значения забойных давлений должны быть определены промысловыми исследованиями для конкретных геологофизических условий залежей. Вопросу целенаправленной оптимизации пластовых давлений на месторождении уделялось недостаточное внимание. Хотя этой проблемой нефтяники занимались практически в течение всей истории разработки месторождения. Здесь постоянно осуществлялся контроль за динамикой пластового давления. Для этого по всем площадям ежеквартально строились карты изобар. На первой и отчасти второй стадиях разработки в связи с массовым вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин и систематическим отставанием строительства объектов заводнения пластовые давления падали. По отдельным площадям они снизились до 14 МПа, а по ряду участков - до 13 МПа. По слабопроницаемым коллекторам они продолжали снижаться и в третьей стадии разработки (по отдельным участкам пластовые давления составили 11 МПа). Поэтому основной задачей являлось наращивание объемов закачки воды с целью повышения пластового давления. В вопросах существования необратимых деформаций горных пород при разработке нефтяных месторождений с существенным снижением пластовых и забойных давлений имеются различные точки зрения. Одна - ТатНИПИнефть (Р.Н.Дияшев и др.), другая - ВНИГРИ (М.Д. Белонин, Р.С. Сахипгареев, В.М. Славин). ТатНИПИнефть считает, что в большинстве случаев эти деформации при разработке месторождений не проявляются. ВНИГРИ считает, что необратимые деформации имеют широкое развитие на месторождениях, разрабатываемых со значительным снижением пластовых давлений ниже начальных. Специалисты ТатНИПИнефть признают возможность проявления необратимых (остаточных) деформаций в слабопроницаемых, глинистых или трещиноватых коллекторах, а в высокопроницаемых песчаниках горизонта Д1 Ромашкинского месторождения считают, что непосредственно деформационных последствий снижения пластового давления нет. Однако они считают, что имевшие место деформации (даже обратимые) могли в принципе служить катализатором процесса кольматации поровых каналов, происходивших в результате или некачественной подготовки закачиваемых вод или охлаждения пластов или
некоторых других факторов. При этом провоцируется в поровых каналах движение мелкозернистых частиц. Снижение проницаемости происходит в связи с наличием мигрирующих частиц, имеющихся первоначально в пласте или привнесенных закачиваемой водой. Специалисты ВНИГРИ считают более широким явлением проявление необратимых деформаций. Мы считаем, что снижение пластового давления ниже критического может реально приводить к необратимым деформациям и снижению фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) пласта, а снижение забойных давлений ниже критического к снижению ФЕС в призабойной зоне скважин и околоскважинном пространстве. Кроме того, установлено, что уже при бурении скважин происходит существенное (и часто необратимое) деформационное изменение структуры порового пространства непосредственно в призабойной зоне. При бурении горизонтальных скважин это влияние более существенно. Таким образом, в процессе разработки нефтяных месторождений с применением заводнения происходит ухудшение геолого-физических (термогидродинамических) условий выработки пластов, связанное с изменением напряженного состояния и необратимыми (а иногда и обратимыми) деформациями, ухудшением свойств остаточных нефтей (утяжеление, осернение, биодеградация, окисление, повышение вязкости и температура насыщения парафином), кристаллизацией парафина при переохлаждении пластов, и выпадением АСПО в призабойной зоне. Все это приводит к необратимым изменениям проницаемости и свойств остаточных нефтей, к механическому изменению продуктивности скважин, снижению темпов отбора и конечной нефтеотдачи. Причем, все эти факторы действия в комплексе синергетично снижают добывные возможности месторождений. Поэтому обоснование коэффициентов нефтеизвлечения, проектирования, анализ выработки пластов и управление процессами разработки необходимо осуществлять с учетом всех изложенных факторов. Разработку нефтяных месторождений осуществлять в условиях приближенных начальному состоянию залежей. Принимаемые технологические решения должны быть адекватны геологофизическим свойствам пластов и флюидов, а также техногенным их изменениям в процессе разработки. Это главное условие повышения эффективности разработки месторождений. Следующим можно назвать создание нормальных экономических условий для
разработки низкорентабельных запасов нефти. Для нерентабельных при действующей налоговой системе запасов должен быть установлен специальный режим налогообложения. В РТ специальный режим налогообложения применяется с 1994г. для стимулирования внедрения МУН, ввода новых месторождений и эксплуатации малодебитных, высокообводненных скважин. Благодаря заинтересованности в развитии нефтедобычи самой республики, и самих нефтяников в РТ после 19-летнего непрерывного падения добычи удалось изменить ход кривой естественного падения добычи из-за истощения запасов недр. С 1994 года добыча стабилизирована, а с 1998 года обеспечен ее рост. Особое значение для этого имел договор с РФ "О разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий". Благодаря ему и взвешенному подходу руководства РТ в 2000 году будет добыто в республике более 27 млн.т. нефти, против 14 млн.т., которые ранее планировались в прежней командно-административной системе. Такие отношения и такой подход - громадный резерв развития нефтяной промышленности для всей России. ПРОБЛЕМЫ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НОЯБРЬСКОГО РЕГИОНА В СОВРЕМЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Р.Н. Мухаметзянов, В.Е. Гавура, М.В. Павлов, В.И. Сафронов В последние годы в связи со сложным финансово-экономическим положением и высокой выработкой активных запасов отмечается снижение уровней добычи нефти по большинству разрабатываемых месторождений ОАО "СибнефтьНоябрьскнефтегаз". Осуществляя добычу нефти из 18 месторождений, ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" добыло в настоящее время 45% от извлекаемых запасов этих месторождений при обводненности 67%, при этом текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,148 при проектном 0,325. Проблемы, возникающие в процессе разработки, обуславливаются тем, что месторождения Ноябрьского региона имеют сложное геологическое строение, характеризующееся: o пониженной нефтенасыщенностью коллекторов; o обширными водонефтяными зонами; o высокой неоднородностью, по площади и разрезу; o расчлененностью, прерывистостью и низкими фильтрацион-но-емкостными свойствами пород; o наличие литологически экранированных залежей в структурах клиноформенного типа;
o практически полным отсутствием связи залежей с водонапорной системой; Наличие в пределах одного пласта резко изменяющихся параметров, характеризующих высокую неоднородность по нефтенасыщенности и проницаемости усложняет выработку запасов нефти, ускоряет процесс прорыва пластовых и нагнетаемых вод к забоям добывающих скважин. Это ведёт к снижению эффективности заводнения, превышению темпа обводнения над темпом выработки запасов в результате чего проектные коэффициенты извлечения нефти по ряду месторождений могут быть не достигнуты. Требуются новые технологические и технические решения, и в первую очередь, это развитие работ по циклическому заводнению и внедрению методов изменения направления фильтрационных потоков, усиление систем воздействия путем внедрения очагового избирательного и блочно-квадратного заводнения, ГРП скважин, зарезки вторых стволов в зонах с низкой выработкой запасов, планомерное выравнивание профилей приемистости по нагнетательным скважинам, усиление работ по контролю за разработкой и др. Значительная часть запасов Ноябрьского региона относится к категории трудноизвлекаемых. Основные запасы сосредоточены в пластах с высокой прерывистостью и расчленённостью (52% от остаточных), в низкопроницаемых (29,6% от остаточных) коллекторах, в коллекторах с низкой начальной нефтенасыщенностью. Значительные объёмы запасов содержатся в водонефтяных зонах, которые также характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости. Все перечисленные факторы определяют невысокие значения КИН, что требовало и требует внедрения новых технологических и технических решений, а также усиления контроля за разработкой с использованием современных геофизических и геологопромысловых исследований. В настоящее время на месторождениях региона уже нашёл широкое применение кислородно-углеродный метод определения насыщенности коллектора, осуществляемый фирмой Шлюмберже. Исследования, проведённые на Вынгаяхинском, Вынгапуровском, Холмогорском и др. месторождениях дали возможность решить ряд проблем, связанных с определением невыработанных интервалов пластов, а применение Микросканера позволило на вновь разбуриваемых месторождениях Ноябрьского региона оценить наличие трещиноватости, распределение кавернозной пористости и др. параметры пласта, имеющие важное значение при проведении глубоко-проникающих разрывов. Эти исследования значительно увеличили эффективность ГРП. Одной из проблем, возникающих при разработке месторождений ОАО
"Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз" является то, что большая часть из них находится на поздней стадии разработки, и соответственно имеют падающую добычу нефти и высокую обводнённость. Так на пяти месторождениях Холмогорском, Пограничном, Муравленковском, Суторминском, Западно-Суторминском, которые обеспечивают 48% годовой добычи нефти, а остаточные запасы составляют около 20% от остаточных запасов объединения, выработка начальных извлекаемых запасов составила 75,5%. Высокая обводнённость продукции достигающая на этих месторождениях 55-93 %, большое количество мало-дебитного высокообводненного фонда ведут за собой рост бездействующего фонда скважин, эксплуатация которого становится не рентабельной. Следует однако отметить, что хотя неработающий фонд по объединению составляет значительную величину, 1257 законсервированных и 986 бездействующих скважин остановлены из-за обводненности выше 98%. Существует мнение, что высоко обводнённые скважин по многим показателям, однако исследования, проведенные на месторождениях региона, показали, что торопиться с ликвидацией скважин не следует, что эти скважины по мере внедрения новых технологий будут вводиться в эксплуатацию и сыграют важную роль в повышении нефтеотдачи. Следует также отметить, что геолого-технические мероприятия, проводимые на месторождениях Ноябрьского региона позволили % в течение последних 4 лет стабилизировать величину обводненности на уровне 66-67. В этих сложных условиях перед компанией ОАО "Сибнефть" стоит задача снизить темпы падения добычи нефти и даже обеспечить её рост в ближайшие 2-3 года. В докладе кратко анализируется состояние разработки и намечаются пути ее совершенствования по 10 объектам разработки, которые характеризуются различными геолого-физическими свойствами и имеют сравнительно большую историю. Краткие геолого-физические данные объектов, приведённые в табл.3 позволяют оценить особенности геологического строения нефтяных пластов и основные свойства флюида. Начальные извлекаемые запасы по этим объектам составляют 554,966 млн-т. или 53,6% от запасов, находящихся на балансе ОАО "Сибнефть Ноябрьскнефтегаз". Накопленная добыча нефти на 1.01.2000 г. составила 345,2 млн-т. или 79,7% от суммарной добычи нефти по объединению. Выработка запасов достигла величины 62,2% при обводненности 73,2%. Не смотря на высокую выработку
запасов в 1999 году из них было добыто 9,3 млн.т или 56% от суммарной, т.е. эти месторождения в настоящее время являются определяющими. Действующий фонд скважин по всем 10 объектам составил на 1.01.2000 г. -2637, что равно 65,5% от всего фонда скважин объединения. Особенности разработки объектов анализировались с позиций динамики обводнения продукции, величины темпа отбора в зависимости от выработки запасов, изменения водо-нефтяного фактора и коэффициента текущей нефтеотдачи. Сравнение объектов по темпам отборов от НИЗ позволяет выделить 3 группы месторождений: -первая, с максимальным темпом отбора 10-12%, объединяющая объекты месторождений с наиболее благоприятными геологическими условиями (Пограничное - пласт БС11 и Холмогорское - пласт БС11 месторождения), а также объекты месторождений, где получен максимальный объем дополнительной добычи от проводимых ГТМ (Муравленковское - пласт БС11); -вторая, с темпом отбора 7-8%, где интенсивное разбуривание недостаточно компенсировало падение по переходящему фонду скважин, а эффективность ГТМ была не столь высокой из-за сложных геологических условий (Суторминское - пласты БС7 и БС10/2); -третья, с темпом отбора 3-4%, где в связи со сложным геологическим строением и интенсивным образованием парафино-гидратных отложений в скважинном оборудовании не удалось выйти на высокие темпы отбора (Вынгапуровское - БВ8, Вынгаяхинское - пласт БП11/1 и Суторминское - БС10/1). Вторым независимым критерием сравнения (после темпа отбора) можно считать зависимость обводненности от степени выработки запасов нефти Очевидно, что чем больше данная кривая отклоняется в сторону оси "выработка запасов" - то тем лучше идет разработка объекта. Лучше других данная характеристика у Холмогорского и Муравленковского месторождений, а хуже всех на Карамовском и Вынгаяхинском. Если считать, что затраты на бурение скважин с учетом социальной нагрузки окупаются при добыче нефти на каждую скважину 25 тыс.т. то видно, что эта величина преодолена почти на всех объектах, а те объекты на которых она не достигнут требуется применение дополнительных мероприятий. Водо-нефтяной фактор позволяет сравнить энергетическую за-тратность добычи нефти на объектах разработки. Наименее затратной была добыча нефти на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, наиболее затратной - на Пограничном и Суторминском (БС10/2). Все рассматриваемые объекты разрабатываются с заводнением, по
большинству из них внедрена трехрядная блоковая система разработки с плотностью сетки скважин 500x500 м. Площадные системы освоены по пл.БСЮ/1 Суторминского и БВ8 -Вынгапуровского и блочно-квадратная по пл.БС 1 Холмогорского месторождений. Наибольшая выработка запасов достигнута по пл.БС И Холмогорского месторождения -96% при обводненности 87% и пл.БС 11 Пограничного месторождения -соответственно 79,7 и 92,9%. Значительно выработаны запасы по пл.БС? и БС10/2 Суторминского месторождения и пл.БС 11 Муравленковского месторождений -более 68%. Проведённый анализ показал, что пласты БС11 Холмогорского, БС7 Суторминского и Б11 Пограничного месторождений разрабатываются в основном эффективно и дальнейшее совершенствование их разработки связано с развитием систем заводнения, переходом от трёхрядных блоковых к блочноквадратным системам и освоением очагового избирательного заводнения. Большое значение приобретает также развитие систем циклического заводнения и метода изменения направления фильтрационных потоков, а для вовлечения неработающих зон и участков пласта выполнение зарезки вторых стволов. На Холмогорском месторождении может быть применен метод вибровоздействия. В этой связи необходимо отметить важность проведения специальных исследовательских работ по закачке трассирующих индикаторов и проведению томографии пластов. Ведь именно так называемый метод прозвучивания пластов позволяет с определенной точностью определить местоположение невыработанных целиков нефти. На Пограничном месторождении предлагается снизить пластовое давление ниже давления насыщения. Такой положительный опыт имеется на месторождениях перешедших в позднюю стадию разработки в других регионах. На Муравленковском месторождении, находящемся в III стадии разработки дальнейшее развитие получат блочно-замкнутые системы воздействия и методы ИНФП. Состояние разработки пластов Б8 Вынгапуровского и пл. БП11/1 Вынгаяхинского месторождений, где запасы выработаны еще незначительно, показывает на необходимость активного вмешательства. Основная проблема пласта Б8 Вынгапуровского месторождения необходимость уточнение геологической и построение гидродинамической модели и на их основе разбивка месторождения на зоны геологической неоднородности и уточнение проектных решений.
Здесь до конца не решены вопросы оптимизации заводнения. Требуется рассчитать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки. Возможно в отдельных зонах внедрение очагового заводнения. Аналогичные задачи стоят и перед Вынгаяхинским месторождением, где требуется на базе современных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований принять меры по совершенствованию системы разработки. На этом месторождении также планируется создать геолого-технологические модели и провести комплексные исследовательские работы, в задачу которых входит определение застойных зон и участков месторождения, требующих усиления системы воздействия. На этом месторождении широкое развитие получат комплексные обработки призабойных зон с использованием импульсно-реагентных методов. На Карамовском месторождении несоответствие величины остаточных запасов нефти, требует уточнения геологической модели, построение гидродинамической модели и пересчет запасов нефти. Намечается также проведение работ по разбуриванию северной низкопроницаемой зоны месторождения и организации системы ППД. Не менее важным вопросом, решаемым в настоящее время, является разработка мер по предупреждению парафино-гидратообразования. Проблемы есть и на Западно-Ноябрьском месторождении, где за последние 5 лет обводнение возросло с 31,9 до 75,2%, на 43,3% или 8,7% в год и уменьшился темп добычи с 7,3 до 2,7%. На этом месторождении осуществляются меры по регулированию разработки и применяются технологии по уменьшению водопритоков. Новым направлением в интенсификации добычи, позволяющим обеспечить кратное увеличение дебитов скважин в период эксплуатации от 1,5 до 5 раз, является бурение горизонтальных скважин и скважин с большим углом входа в пласт (пологий ствол). В таких скважинах за счёт большей площади фильтрации резко увеличивается дебит, что способствует не только повышению производительности скважин, но и влияет на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. В ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" имеется опыт бурения и эксплуатации таких скважин. Фактическая эффективности скважин с пологими стволами, по сравнению с наклонно-направленными. Удельный дебит скважины с пологим вскрытием в 1,7 раза превышает удельный дебит обычных наклонно-направленных скважин. Имеющийся опыт бурения горизонтальных стволов скважин показал, что по сравнению с окружающими наклонно-направленными скважинами суммарный
дебит горизонтальных скважин в 2,6 раза превышает суммарный дебит наклонно-направленных. В ближайшее время применение горизонтальных и пологих скважин планируется широко внедрять при разбуривании Сугмутского месторождения и вводе в разработку Романовского, Ярайнерского и Крапивинского месторождений. Наряду с традиционными технологиями вскрытия пластов, начато внедрение перфораторов новых типов, таких как ПМИ-48 и ПК-105с, позволяющих повысить качество вскрытия пластов. Количество операций по вскрытию пластов новыми перфораторами в 1999 году составило 88% от общего числа проведенных работ. Всего по ОАО "Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз" было дополнительно добыто за счет применения перфораторов нового типа более 105 тыс.т. при среднем эффекте на одну перфорацию 8,3 т/сут. В ОАО "Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз" широко применялись и применяются отечественные и зарубежные технологии по работе с пластом, направленные на повышение нефтеотдачи и увеличение дебитов нефти. Всего за время разработки месторождений применялось более 300 различных технологий. Наиболее широко применяются физико-химические МУН, ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин, ГРП, технологии по изоляции водопритоков, выравнивание профилей приёмистости (ВПП). Проводились опытные работы по волновому воздействию на пласт, а именно акустическое и вибровоздействие, и электрофизическое воздействие. За всё время применения этих технологий с учётом накопленного эффекта наибольшая удельная эффективность по добывающим скважинам достигнута за счёт применения вибровоздействия, ГРП, закачки ПАВ, УОС, закачки ПАА и др. технологий. По нагнетательным скважинам наибольший удельный эффект достигнут за счёт применения ОПЗ растворителями, акустического воздействия, закачки ВУС. Наибольшее количество дополнительно добытой нефти приходится на закачку реагентов для ВПП и циклическое заводнение. Широкое развитие на месторождениях ОАО "Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз" нашёл метод ГРП. За весь период применения этого методы с 1993 по 1999 год с учётом переходящего эффекта было дополнительно добыто 7354,8 тыс.т нефти . В 1999 г. было проведено 172 операции со средней удельной эффективностью 23,7 т/сут. По ряду скважин максимальный эффект достигал 28-64 т/сут. Важную роль в стабилизации средних дебитов на одну скважину сыграло развитие гидродинамических методов повышения нефтеотдачи, позволивших уменьшить объём добываемой жидкости и закачиваемой воды, а также получить дополнительно за период с 1991 по 1999 годы 1 Змлн.т
дополнительной нефти. Суммарная эффективность ГТМ в последние три года достигала 3,2-2,9 млн.т., что в среднем соответствует 15-18% от суммарной годовой добычи нефти по Компании. Анализ применения технологий традиционных для ОАО "Сибнефть Ноябрьскнефтегаз" показал, что их эффективность со временем снижается (ВПП, кислотные обработки и т.д.). Поэтому дальнейшее применение таких ГТМ не позволит значительно снизить, сложившиеся в последние годы, темпы падения нефти и тем более увеличить добычу. Поэтому предполагается повысить эффективность проводимых ГТМ, за счет: - совершенствования технологии первичного вскрытия продуктивных пластов позволяющей увеличить дебит новых скважин, как минимум, на 50 %; - обеспечения проводки горизонтальных и пологих стволов скважин с использованием качественной очистки буровых растворов и применения необходимых химреагентов; - применения высокоэффективных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов - перфорации пласта на депрессии с использованием струйных насосов, внедрения зарядов с высокой пробивной способностью (перфораторы ПМИ-49 ПК-105с), позволяющих увеличить дебит нефти в 1,5-2 и более раз; - увеличения объёмов и повышения эффективности применения физикохимических методов за счёт использования полимерных материалов, имеющих высокую технологическую эффективность и значительно более низкую стоимость в сравнении с полиакриламидами импортного производства ("Темпоскрин", биополимер БП-92); - использования водоизолирующих сшитых полимерных растворов в сочетании с микроэмульсиями; - расширения внедрения неионогенных ПАВ; - продолжения работ по формированию системы ППД для рационального распределения закачки по площади залежей. - продолжения научно-исследовательских работ по созданию водоизолирующих и интенсифицирующих притоки нефти универсальных композиций, кислотных композиций глубоко проникающих в пласты, новых технологических процессов повышающих эффективность разработки на поздней стадии для коллекторов с низкой нефтенасыщенностью и повышенной глинистостью. В ОАО "Сибнефть" составлены программы по применению и совершенствованию технологий, техники добычи нефти, проводимых ГТМ,
составлена программа по увеличению объёмов бурения на разрабатываемых месторождениях и вводимых новых, таких как Романовское, Ярайнерское, Етыпуровское и др. Реализация программ позволит удержать общую добычу по ОАО "СибнефтьНоябрьскнефтегаз" на уровне 16,5-17,3. Компания "Сибнефть" особое внимание уделяет повышению качества проектных работ. Составлена программа по внедрению передовых методов проектирования разработки и созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей. В первую очередь это относится к Сугмутскому месторождению, по которому геолого-гидродинамическая модель практически создана с использованием современных программных средств. Создана геологотехнологическая модель Холмогорского месторождения и создаются модели Северо-Пямалияхского, Спорышевского, Средне-Итурского и других. Создание компьютерных постоянно-действующих геолого-технологических моделей будет способствовать совершенствованию систем разработки, оптимизации заводнения, решению вопросов переноса нагнетания и освоения очагово-избирательного заводнения в застойных зонах с низкими ёмкостнофильтрационными свойствами Однако выполнение программ, направленных на стабилизацию добычи нефти и ввод новых месторождений, могут быть полностью реализованы только при условии принятия Министерствами и ведомствами решений по: - созданию гибкой налоговой системы, учитывающей объективный рост издержек производства, связанных с уменьшением дебитов скважин и ростом обводнённости их продукции и тем самым стимулирующим работу малодебитного и высоко обводнённого фонда скважин; - утверждению положения, по которому добыча нефти из вновь вводимых в разработку месторождений не облагалась бы налогом на срок до окупаемости затрат на освоение, что позволило бы более интенсивно вводить запасы компенсирующие падение добычи нефти; - созданию и утверждению нормативных актов и критериев, регламентирующих отнесение запасов нефти к категории трудноизвлекаемых, что даст возможность на практике применить статьи "Закона о недрах" №№40, 48, и стимулировать дополнительную добычу нефти и увеличение нефтеотдачи этих запасов; - утверждению методики проведения технико-экономических расчётов по освобождению недропользователей трудноизвлекаемых запасов от уплаты акциза, платы за недра и отчислений в ВМСБ;
- утверждению положения о стимулировании применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и снятии с нефти, добываемой за счёт этих методов налога на ВМСБ, так как нефть, добываемая за счёт МУН, фактически и есть восполнение сырьевой базы; - стимулированию ввода в разработку новых месторождений на условиях Соглашения о разделе продукции; - ускорению и упрощению порядка рассмотрения и решения вопросов по выводу скважин из бездействия и консервации в Минприроде РФ, Минэнерго РФ, Федеральном горном и промышленном надзоре, в администрациях ЯмалоНенецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. Большое значение необходимо также уделять проблеме обучения и переподготовки кадров высшего и среднего звена управления в области добычи нефти, разработки, геологии, моделировании и проектировании. Необходимо отметить, что проведение Всероссийских семинаров и совещаний в области повышения нефтеотдачи, контроля и регулирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований пластов и скважин позволит существенно повысить квалификацию производственного персонала нефтяных Компаний, нефтедобывающих объединений и научно-исследовательских организаций.
МУН ВВЕДЕНИЕ Мировое производство нефти постоянно увеличивается, за последние 20 лет средний рост составил 1,45% в год. За этот период были годы когда добыча падала, но общий тренд направлен на увеличение добычи (с 2947 млн.т в 1987 году до 3906 млн.т в 2007). Несмотря на мировой финансово-экономический кризис, который приведет к уменьшению потребления углеводородного сырья в отдельных странах, растущий общемировой спрос на энергоресурсы не приведет к снижению добычи в краткосрочной перспективе. Географическая диверсификация нефтедобычи определяется распределением мировых запасов нефтяного сырья. СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА. В 1987 году доля этого региона в общемировой добыче составляла 23,8% (701 млн.т), с тех пор доля снизилась до 16,5% (643 млн.т). Основной причиной этого является падение добычи нефти в США с 467 до 311 млн.т за последние 20 лет. Добыча нефти в Мексике успела достичь максимума (191 млн.т в 2004 г.) и последние годы начала стажировать до 173 млн.т в 2007. Для двух этих стран прогноз добычи нефти пессимистичен, они не смогут преодолеть понижающую тенденцию. Очень интересна ситуация в Канаде - за последние два десятилетия добыча выросла с 90 до 159 млн.т, одной из основных причин этого является активная разработка битуминозных песков. В настоящее время доля битумов в общей добыче страны составляет примерно 40% и на разных стадиях реализуется около 60 проектов, которые позволят увеличить производство битумного сырья до 110-120 млн.т к 2012 году и даже повысить суммарную добычу Северной Америки. ЛАТИНСКАЯ АМЕРИКА. Общий тренд производства нефти в этом регионе за последние 10 лет снижается, по причине политической нестабильности (национализация нефтяной промышленности в Венесуэле основной нефтедобывающей стране Латинской Америки). Перспективы нефтедобычи в этом регионе связаны с Бразилией, которая успешно реализует проекты на шельфе и постоянно повышает производство нефтяного сырья (с 28 млн.т в 1987 до 90 млн.т в 2007 г.), и Венесуэлой, которая является восьмой в мире по запасам нефти (12 млрд.т доказанных запасов на начало 2008 года). БЛИЖНИЙ ВОСТОК. В 1987 году в этом регионе добывалось около 641 млн.т нефти (21,8% общемировой добычи), к текущему году производство нефтяного сырья увеличилось вдвое до 1201 млн.т, а доля в мировой добыче увеличилась до 30,8%. Это объясняется тем что на Ближнем Востоке сосредоточено более 60% доказанных запасов. В конце 2007 года свободные мощности остались у Саудовской Аравии в размере 75 млн.т в год, остальным странам для увеличения добычи потребуются дополнительные инвестиции. ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН. Это регион на протяжении последних 10 лет стабилизировал свою добычу, за счет роста таковой в Китае. В Индонезии (2-е место в регионе) с 1991 года (81 млн.т) наблюдается стагнация нефтедобычи до 47,4 млн.т, которая превратила эту страну из экспортера в импортера. В перспективе добыча в Тихоокеанском регионе будет достаточно стабильной, что связано с вводом новых месторождений в Австралии. АФРИКА. Двадцать лет назад в этом регионе добывалось около 260 млн.т нефти (8,8% общемировой добычи), к текущему году производство нефтяного сырья увеличилось вдвое до 488 млн.т, а доля в мировой добыче увеличилась до 12,5%. Резкий скачок в добыче и перспективность региона обусловлены активной разработкой шельфовых
месторождений Нигерии и Анголы, а также увеличением добычи в странах Северной Африки (Ливии и Алжира). ЕВРОПА. После максимума достигнутого в 1997 г. (324 млн.т) произошло падение до уровня 236 млн.т. Особенно сильно в последние годы теряет в добыче Норвегия - по 10 млн.т в год. В целом все страны Европы находятся в области падения нефтедобычи. БЫВШИЙ СССР. Этот регион восстановил добычи двадцатилетней давности (625 млн.т), но доля России в добыче уменьшилась с 569 до 491 млн.т. Казахстан и Азербайджан являются рекордсменами по приросту добычи за последние 10 лет, с разработкой шельфовых месторождений Каспия их добыча увеличится еще в два раза. РОССИЯ В 2007 г. продолжилось снижение темпов роста объемов добычи нефти на территории Российской Федерации: общий объем производства составил 491 млн. т, что всего на 2% превысило показатель 2006 г, При этом весь прирост был достигнут на востоке России (сахалинские проекты), в традиционных нефтедобывающих регионах наблюдалась стагнация или даже падение объемов добычи. Именно успешное развитие дальневосточных проектов предопределило положительную динамику российского нефтеэкспорта в 2007 г.: объем внешних поставок сырой нефти из РФ всеми видами транспорта составил 258 млн т, что на 10 млн т больше уровне 2006 г. Как и в предыдущие годы, основной объем экспортных отгрузок - более 93% - был осуществлен через трубопроводную систему Транснефти, при этом сами трубопроводы впервые были заполнены не полностью (на 96%), и в течение всего года имелись свободные мощности практически на всех направлениях отгрузки. Это стало возможным благодаря расширению экспортного терминала в Приморье (Балтийская трубопроводная система - БТСМ), перевалившего в 2007 г. на 9 млн т больше, чем в 2006 г. Такой прирост позволил полностью прекратить отгрузки нефти через балтийские порты сопредельных государств, повысив тем самым эффективность российского нефтеэкспорта. Увеличение объема трубопроводных поставок нефти в направлении Черноморских портов обусловлено, прежде всего, произошедшим в 2007 г. существенным снижением тарифа на прокачку сырья в направлении порта Южный, в результате чего рентабельность экспорта через этот украинский порт стала сравнима с перевалкой через Новороссийск. Этим обстоятельством вместе с другими российскими компаниями воспользовалась и Татнефть, направив в Южный около полумиллиона тонн сырья. Весь объем экспорта нефти ОАО "Татнефть" в дальнее и ближнее зарубежье в 2007 г. составил 16,9 млн т, что на 5,7% больше показателя 2006 г. Реализация в страны дальнего зарубежья выросла на 13,7% - до 11,7 млн тонн нефти, ближнего - снизилась на 8,8% - до 5,2 млн тонн нефти. Основными направлениями экспортных поставок, как и в предыдущие годы, оставались порты Новороссийска (3,5 млн т) и Приморска (1,3 млн т), а также трубопроводный экспорт в направлении Венгрии (3,3 млн т), Польши (2,1 млн т) и Германии (около 1 млн т). Стремление максимально снизить зависимость российского нефтяного экспорта от транзита через территории сопредельных государств, а также условий, диктуемых зарубежными балтийскими портами, стимулировало Правительство РФ к наращиванию инвестиций а развитие собственной транспортной инфраструктуры Так, помимо уже состоявшегося в 2007 г. расширения БТСМ, в конце 2908 г. ожидается, что Минэнерго РФ внесет в Правительство постановление о строительстве второй очереди Балтийской трубопроводной системы. На первом этапе предполагается расширение мощности с 75 до 125-130 млн т нефти в год. Первоначально рассматривались два варианта маршрута - из Унечи до Усть-Луги, либо до Приморска. В мае 2008 г. было принято решение, что конечная точка БТС-2 будет в порту Устъ-Луга, и целесообразна
строительство ответвления на Киришский НПЗ. Предварительная стоимость проекта (с конечной точкой в Усть-Луге), по расчетам Транснефти, составит 78,14 млрд руб. Кроме того, ожидается увеличение мощности трубопроводной системы на 30 млн т/г. в 2009-2010 гг. за счёт запуска первой очереди Восточно-Сибирского нефтепровода (ВСТО). В начале октября 2008 г. началась транспортировка нефти по его реверсивному участку. Однако ситуация на мировых финансовых рынках, падение цен на нефть в конце 2008 г. может помешать реализации заявленных планов. Согласно предварительным оценкам, в 2008 г. объем добычи нефти в России может снизиться на 1% и составить 488 млн т. Итоги 8 месяцев 2008 г. свидетельствуют также и о снижении объема экспорта нефти. Ожидаемый итоговый по году показатель может на 5% или на 13 млн т оказаться меньше значении 2007 г. Перспективы роста нефтедобычи России связаны с Восточной Сибирью и шельфами северных морей, но базовая добыча останется сосредоточенной в Западной Сибири. ОАО «Татнефть» присутствует в двух основных зонах роста мировой нефтедобычи: в Африке (Ливия) и Ближний Восток (Сирия). Компания стремится расширить свое присутствие, как в этих регионах, так и в странах Прикаспия (Казахстан и Туркменистан). Еще одно перспективное направление производства углеводородного сырья (показателен опыт Канады) - добыча битумов, которой ОАО «Татнефть» (единственная в России) занимается на опытно-промышленной стадии. ОБЩИЙ ОБЪЕМ ЭКСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ Согласно данным Федеральной таможенной службы, общий объем экспорта нефтепродуктов из России в 2007 г. составил 111 млн т, что на 9 млн т выше показателя предыдущего года. Структура экспорта: мазута и вакуумного газойля - 51%, диз.топлива - 32%, нафты - 8%, бензина - 5%, керосина - 1% и прочие - 3%. Практически весь прирост экспортных поставок обеспечен за счет мазута и вакуумного газойля, общий объем отгрузок которых оказался равен 55,5 млн т, что превысило аналогичное значение 2006 года на 8 млн т. Основная причина столь заметного роста - повышение спроса на мазут в Западной Европе из-за более суровой по сравнению с 2006 г. зимы. Поставки на экспорт дизельного топлива и бензина в 2007 г. несколько снизились по сравнению с 2006 г (на 1% и 5% соответственно) и составили 35,7 и 5,9 млн т. Традиционно наибольшая доля экспортных перевозок нефтепродуктов в 2007 г. пришлась на железнодорожный транспорт - 84% от общего экспорта. Объем трубопроводной прокачки практически не изменился и превысил 17 млн т, из которых 12,8 млн т были доставлены на морские терминалы Вентспилса и Ст.-Петербурга или непосредственно потребителям в Венгрии и Украине, а 4,3 млн т - на терминалы юга и северо-запада России с перевалкой на железнодорожные цистерны из Никольского и Брянска соответственно. Наибольший относительный рост экспорта - плюс 23% к результату 2006 г., пришелся на речной транспорт. Увеличению объёма перевозки в период речной навигации 2007 г. способствовал выход на рынок части танкеров ранее арестованного флота пароходства "Волготанкер". В структуре речных поставок нефтепродуктов отмечен заметный рост перевозок мазута до 6,4 млн т - более чем на 20%. Общая мощность российских экспортных терминалов по перевалке мазута составляет порядка 28 млн т или примерно 62% от текущего экспорта. Однако, не все существующие экспортные мощности были востребованы в 2007 г.: так, например, перевалка мазута стивидорами Мурманска составила менее 10% от проектной возможности терминалов, составляющей порядка 2 млн т. Нехватка российских мощностей по перевалке мазута заставляет экспортеров направлять значительные его потоки - 47% от общего объема экспорта, - в порты стран Балтии и Украины, где безусловным лидером является Таллиннский морской пор*, переваливший в 2007 г. более 13 млн
т мазута или почти 30% всего российского экспорта. Наиболее заметный прирост экспорта мазута через российские порты был достигнут в Туапсе и Высоцке, где идет плановое расширение терминалов. Дефицит перевалочных мощностей будет ликвидирован за счет введения в эксплуатацию строящихся терминалов в Усть-Луге ("Роснефть-бункер"), Новороссийске, Тамани, а также наращивания мощностей Туал-синского порта, куда будет перенаправлена большая часть самарского мазута. Основное направление экспорта российского бензина - Западная Европа, США, крупнейшие перевалочные терминалы - Мурманск, Витино, Вентспилс, Таллинн, Палдиски, Калининград. Произошедшее в 2007 г. резкое ухудшение российско-эстонских отношений привело к заметному снижению объема экспорта бензина через Таллинн, потоки из которого были перенаправлены в Мурманск и Вентспилс. Текущая мощность российских терминалов по перевалке дизельного топлива примерно равна 25 млн т, что составляет чуть более 70% от экспортных потребностей страны. Введение в строй в середине 2008 г. экспортного терминала "Транснефтепродукта" в Приморске мощностью 8.4 млн. т (проект "Север"), почти на 90% покрывает имеющийся на сегодняшний день дефицит перевалочных мощностей. По этому продуктопроводу планируются экспортные поставки в объеме более 2 млн т дизельного топлива стандарта "Евро-5" возводимого ОАО "Татнефть" Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск («ТАНЕКО»). Согласно предварительным оценкам, в 2008 г. прогнозируется некоторый рост объема экспорта нефтепродуктов, главным образом, мазута - до 59 млн т. Экспорт дизельного топлива сохранится на прежнем уровне, а бензина - сократится из-за роста внутреннего спроса. Высокая доля мазута в текущем экспорте нефтепродуктов будет неуклонно снижаться в связи с запланированным ростом глубины переработки нефти российскими НПЗ с нынешних 72% до 75-80% в 2010 г., что приведет к некоторому уменьшению общего объема экспорта.
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В ТАТНЕФТИ Первые промысловые работы по опробованию различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов, как предложенных институтом ТатНИПИнефть, так и известных из зарубежного опыта, были начаты в объединении "Татнефть" в конце 60-х годов. К ним относятся первые пробные закачки в пласт оторочек концентрированной серной кислоты и растворов тринатрийфосфата, а также закачка совместно с ВНИИ оторочки пропан-бутановой смеси. В то время на промыслах объединения "Татнефть" испытывали около двух десятков модификаций методов повышения нефтеотдачи пластов, эффективность которых определена в различных геолого-физических условиях залегания пласта и на различных стадиях разработки нефтяных залежей. Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений Татарстана является заводнение нефтяных пластов, то вполне закономерно преимущественное развитие таких способов повышения нефтеотдачи, которые применимы при существующей системе и технологии разработки нефтяных залежей — т. е. при заводнении. К ним относится закачка оторочек различных химреагентов (поверхностно-активных веществ, концентрированной серной кислоты, тринатрийфосфата, углекислоты и др.), а также циклического заводнения и закачка технологических сточных вод. Все современные методы воздействия на пласт с целью МУН делятся на шесть основных групп: 1) рациональное размещение нефтяных и нагнетательных скважин; 2) гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или
увеличения начального пластового давления; 3) тепловое воздействие на систему пласт — насыщающие жидкости; 4) физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.; 5) газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ; 6) группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия: гидродинамический и тепловой; гидродинамический и физико-химический; тепловой и физико-химический и т.д. Практически все принципы воздействия должны сочетаться с рациональным размещением скважин, так как наибольшая эффективность достигается лишь при оптимальном для данного метода размещении скважин. Тем не менее, принятый в нефтепромысловой механике дифференцированный подход к рассмотрению различных методов МУН целесообразен, так как позволяет устанавливать эффективность того или иного метода, разрабатывать необходимую технологию, а также формировать требования к оборудованию. При проектировании разработки конкретных объектов (месторождений) принцип комбинированного воздействия, несомненно, учитывается. Физико-химические и газовые методы иногда представляют в виде четырех групп: физико-химического совершенствования гидродинамического воздействия в результате использования таких химических веществ, как поверхностно-активные вещества, полимеры, кислоты, щелочи и т. д. (группа 1); смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами (группа 2); несмешивающегося вытеснения жидкими и газообразными средами (группа 3); вытеснения гетерогенными средами (группа 4). Первая группа включает в себя закачку полимерных растворов, растворов ПАВ, щелочное заводнение, внутрипластовое сульфирование, использование тринатрийфосфата, сернокислого алюминия и других химических реагентов. Методы смешивающегося и несмешивающегося вытеснения (вторая и третья группы) можно реализовать при помощи одних и тех же химреагентов (диоксид углерода, азот, природный газ, нефтяной газ, сжиженные углеводороды). Характер вытеснения (со смешиванием или без него) определяется термодинамическими и кинетическими параметрами — давлением, температурой, скоростью фильтрации. В четвертую группу входят методы, так называемого, мицеллярного заводнения. ОЦЕНКА ИЗУЧЕННОСТИ И ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ В РФ И США В США, где месторождения также находятся в поздней стадии разработки, за последние 30 лет (1975-2005 гг) добыча нефти за счет применения МУН (методов увеличения нефтеотдачи пластов)утроилась и составляет 25-30% от всей суммарной добычи. В России на долю МУН приходится лишь около 9% от общей годовой нефтедобычи (2006 г), причем больше половины от этой доли приходится на один метод - гидроразрыв пластов. Все остальные методы увеличения нефтеотдачи (без ГРП) дают прибавку лишь в 4%! от годовой добычи. Так что, взахлеб и с восторгом докладываемые рапорты нефтелавочников "о выдающихся достижениях в области увеличения нефтеотдачи пластов" - это красивые сказочки для простаков. И, одновременно, оправдание для безбедного существования немалого числа циничных специалистов и чиновников.
Для приближения к истине все цифры достижений надо делить пополам, а из выдающихся извлекать квадратный корень! Использование диоксида углерода. По данным БашНИПИнефти метод наиболее экономичен на месторождениях с высокой степенью обводненности на поздней стадии разработки. В РФ НИОКР по закачке СО2 в целях увеличения нефтеотдачи пластов проводятся с 60-х годов. Они заключаются в теоретическом и экспериментальном определении возможности МУН в различных геолого-физических и экологических условиях, составлении проектов обустройства и разработки месторождений с применением СО2, подборе необходимого оборудования и составлении требований к вновь разрабатываемым моделям и типам оборудования, выработке мероприятий по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования, проведении опытно-промышленных испытаний метода. Лабораторные исследования вытеснения нефти различного состава и с диапазоном применения вязкости от 0,3 до 47 мПа-с показали, что применение оторочек диоксида углерода величиной 15—30% объема порового пространства обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения на 15—25% от начальной нефтенасыщенности. Первый промысловый эксперимент, осуществленный в 1966— 1978 гг. на Александровской площади Туймазинского месторождения доказал эффективность метода в промышленных условиях. Начата закачка диоксида углерода на Радаевском (1984 г.), Козловском, Ольховском, Сергеевском и Елабужском (1986—1989 гг.) месторождениях. Источником диоксида углерода для перечисленных объектов служат побочная продукция и отходы химических и нефтехимических предприятий. Проведен выбор отдельных видов оборудования, арматуры и труб. В НГДУ Туймазанефть на нагнетательных скважинах испытаны основные узлы отечественного производства в условиях нагнетания жидкого и газообразного диоксида углерода, установлена степень надежности труб, изготовленных из стали марок сталь 20. Показана возможность их использования в низкотемпературных (до —45°С) условиях. Для борьбы с коррозией предлагается использовать отечественные ингибиторы "Север-1" и СНПХ-6003. Изучена также возможность применения эпоксидной смолы, эмали и стекла для покрытия внутренней поверхности труб. Успешное распространение метода зависит от решения проблем управления фильтрацией диоксида углерода по пласту, оснащения надежной и эффективной техникой и технологией транспортировки и закачки СО2, а также отделения диоксида углерода от нефти и нефтяного газа с последующей ее регенерацией и использованием. За рубежом, главным образом в США, накоплен значительный опыт закачки диоксида углерода в пласт для повышения нефтеотдачи. По данным обзорного доклада Хаммершейба на XI Мировом нефтяном конгрессе закачка диоксида углерода осуществляется в промышленных и пилотных (участки менее 8,1 га) условиях в песчаные и карбонатные коллекторы различной, в том числе и низкой проницаемости, залегающие на глубине до 6100 м. Большая эффективность достигнута на объектах с невысокой вязкостью нефти, пластовым давлением более 13 МПа. Увеличение угла падения продуктивного горизонта способствует росту коэффициента нефтеотдачи, так как это ведет к созданию более стабильного фронта вытеснения нефти диоксидом углерода. В условиях высокой вязкости нефти и небольших пластовых давлений эффективности процесса препятствует эффект "языкообразования" и прорыва СО2 к забоям нефтяных скважин. Расход диоксида углерода на 1 м3 дополнительно добытой нефти изменяется в широких пределах: от 530 до 4800 м3 (при нормальных условиях — 0 °С, 101,3 КПа). Суммарный объем закачки в виде оторочек достигает 20—40% объема порового пространства. Значительную часть (50% и более) диоксида углерода получают с промысловых установок регенерации. В целом данный метод в США уже в течение двух десятилетий занимает второе (вслед за закачкой пара) место по показателю дополнительно добытой нефти среди всех новых методов МУН. В 1984 г. суточная добыча нефти
за счет использования СО2 составила 5089 м3сут, в том числе проекты смешивающегося вытеснения обеспечили 4977 м3сут, т. е. около 98%. Общее число осуществленных проектов с закачкой СО2 составило 58, в том числе смешивающимся вытеснением 40. По числу реализованных проектов данный метод занимает третье (вслед за закачкой пара и полимерным заводнением) место. Добыча нефти за счет закачки СО2 в США в 1988 г. составила 5800 м3сут (оценка), а в 1993 г. —23500 м3сут (прогноз). Использование полимеров. Теоретические и экспериментальные исследования по применению водорастворимых полимеров для МУН в РФ начаты в 60-х годах. Промысловые эксперименты были проведены на Арланском и Ромашкинском месторождениях, на нескольких объектах Арланского месторождения, на месторождении Каражанбас и некоторых других объектах. Закачка производилась в известняки и песчаные пласты проницаемостью от 0,35 до 0,7 мкм2 (1— 16 мкм2 на месторождении Каражанбас). Вязкость пластовой нефти составляла от 8—19 до 200 мПа-с. Анализ показал, что метод эффективнее других на месторождениях с высоковязкой нефтью и с высокой, неравномерной по вертикали, проницаемостью. Технологический эффект в зависимости от условий применения составляет 79—255 т дополнительной нефти на 1 т реагента. Дальнейшее развитие метода связано с поисками более эффективных реагентов-полимеров и совершенствованием техники и технологии приготовления и закачки полимерных растворов. За рубежом полимерные растворы для МУН применяются в промышленных масштабах. Метод в основном применяется в пластах с температурой до 60 °С, с хорошей проницаемостью и слабой минерализацией пластовой воды. На объектах полимерного заводнения плотность пластовой нефти изменялась от 820 до 950 кгм3, вязкость — от 10 до 15 мПа-с. Исходная нефтеотдача (на начало внедрения) изменялась в широких пределах: от 10 до 60%. Расход полимера на 1 м3 дополнительно добытой нефти составляет 1,5—5,7 кг. Несмотря на относительно невысокие значения прироста добычи нефти считается, что метод перспективен вследствие простоты реализации и быстрого достижения эффекта. По показателю дополнительной добычи нефти метод в США занимает третье место (после закачки СО2 и дымовых газов) среди физикохимических методов. В 1984 г. этот показатель составил 1627 м3сут. По числу реализованных проектов (106) полимерное заводнение стоит на первом месте. Добыча нефти за рубежом за счет полимерного заводнения в 1988 г. составила около 1100 м3сут, а в 1993 г. — составит около 2700 м3сут (прогноз). Более широкое внедрение метода за рубежом связывается, главным образом, со снижением цен на полимерные реагенты. Использование ПАВ. По данным некоторых авторов заводнение с ПАВ перспективно лишь для месторождений, которые находятся в начальной стадии разработки или с обводненностью продукции нефтяных скважин, не превышающей 50— 60%. В РФ исследования по методу были нацелены в основном на разработку и испытание технологии закачки слабо концентрированных (0,05—0,1%) водных растворов неионогенных ПАВ типа ОП-10. Метод достаточно длительно и широко испытывался на месторождениях Татарстана, Башкирии, Азержайджана, Украины, Западного Казахстана и Западной Сибири. Проведены также испытания технологии разовой закачки высококонцентрированных (5—10%) растворов ОП-10. В целом достижение необходимой эффективности метода связано с решением многих проблем, зависящих от механизма вытеснения и взаимодействия раствора ПАВ с пластовой системой. В частности, по мнению некоторых исследователей ПАВ обладает высокой сорбируемостью на поверхности породы, что резко ограничивает зону влияния. Подтверждением этому служит отсутствие ПАВ в оценочных скважинах и в продукции соседних с нагнетательными добывающих скважинах. Имеются также данные об отрицательном влиянии пластовых микроорганизмов на эффективность применения базового реагента ОП-10. Применяемые в настоящее время ПАВ не обеспечивают требуемого снижения межфазного натяжения (1 мНм) на границе нефть — вода.
Развитие этого метода может быть успешным, если будут решены вопросы синтеза высокоэффективных, солестойких ПАВ и композиций с ограниченной сорбируемостью, а также разработаны технологические приемы применения указанных реагентов в различных геологофизических условиях. За рубежом в последние годы осуществлен ряд успешных проектов заводнения с ПАВ. По данным компании "Эксон" в США методология выбора ПАВ и проектирование процессов основываются на солидной научной базе в отличие от прежнего метода проб и ошибок. Однако есть ряд проблем, среди которых главными считаются оценка экономической эффективности применения ПАВ и снижение стоимости реагента. Это связано с достаточно высоким расходом ПАВ, который составляет 57—114 кг на 1 м3 дополнительно добытой нефти. Кроме того, промысловые испытания показали (по данным американских авторов), что прогнозирование результатов применения ПАВ при помощи математических и лабораторных моделей дает низкую сходимость. Так анализ 20 осуществленных проектов закачки растворов ПАВ выявил случаи отрицательного результата при казалось бы оптимальных условиях: коллекторы насыщены слабоминерализованной водой; пластовая температура составляет 27—32 °С и т. д. И наоборот, на "неблагоприятных" объектах с высоковязкой нефтью с плотностью 893—946 кгм3 получен положительный эффект. Высокая нефтеотдача при закачке ПАВ достигалась в пластах проницаемостью 50 мкм2 и более, остаточной нефтенасыщенностью после обычного заводнения 25% и более, при пластовой температурой менее 50 °С, минерализацией пластовой воды менее 2,5%. Основная технологическая проблема заключается в трудности достижения высокого коэффициента охвата пласта. Поэтому за рубежом большинство проектов закачки растворов ПАВ сочетается с использованием полимерного заводнения. И очень часто эти проекты относят к категории полимерного заводнения. Этим в частности объясняется отсутствие информации о закачке ПАВ в обзорах по применению физико-химических методов МУН. Щелочное заводнение. Промысловые эксперименты, в частности на Трехозерном месторождении, по закачке щелочных растворов подтвердили возможность повышения нефтеотдачи. За рубежом щелочное заводнение проводили в основном в относительно неоднородных коллекторах с высокой нефтенасыщенностью (^40%), с вязкостью нефти 2—40 мПа-с. Высокая эффективность получена на месторождении Норд Уолд Эстес, где проведена закачка оторочки размером 15% порового пространства с содержанием щелочи в растворе 4,9%. Несколько меньшая эффективность зарегистрирована на месторождении Оркатт Хилл: оторочка составляла 2% порового пространства, а содержание щелочи 0,4%. Удельный расход щелочи в реализованных проектах щелочного заводнения в США составил 85— 171 кгм3. Объем дополнительно добытой нефти за счет использования метода в США относительно невысок: в 1980—1984гг.— 53—92 м3сут, в 1988 г.— 125 м3сут (оценка), в 1993 г.— 175 м3сут (прогноз). Число находящихся в реализации проектов составляет 10—15. Закачка углеводородных газов. В РФ этот метод называется закачкой газа высокого давления (ГВД). На рифовых месторождениях Башкирии, эксплуатируемых на режиме истощения, данный метод применен после предварительной закачки оторочки углеводородного растворителя. Опытно-промышленные работы на Озеркинском месторождении обеспечили увеличение нефтеотдачи на 3,4%. На основе этого метода были составлены проекты доразработки СтароКазанковского, Грачевского и других месторождений. По данным БашНИПИнефти закачка газа высокого давления перспективна для рифогенных месторождений. За рубежом наиболее крупные проекты закачки ГВД осуществляются на месторождениях Аляски. Объектами воздействия служат песчаники месторождения Прадхо Бей и конгломераты
месторождения Свенсон Ривер. В целом в США объем дополнительной добычи за счет закачки углеводородных газов в 1984 г. составил 2295 м3сут. Перспектива применения метода в значительной степени зависит от цен на нефть и углеводородные газы. Состав закачиваемых газов помимо технологических обстоятельств зависит от соотношения цен на отдельные компоненты (метан, пропан, бутан). При сохранении существующего удельного веса данного метода среди всех физико-химических методов МУН объем дополнительной добычи за счет закачки ГВД составил в 1988 г. 1800 м3сут, в 1993 г. —3100 м3сут (прогноз). Закачка мицеллярных растворов. Закачка оторочек мицеллярных растворов осуществлена на некоторых месторождениях страны, в частности на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения. За рубежом метод широко апробирован. Первоначально (начиная с 1962 г.) он использовался в "чистом" виде, а в последние 10—15 лет, в основном, совместно с закачкой полимеров(мицеллярно-полимерное заводнение). Фирма "Марасон Ойл" осуществила закачку мицеллярных растворов на более чем 20 участках размером от 2,5 до 90 тыс. м2. В целом в США дополнительная добыча нефти за счет мицеллярно-полимерного заводнения до 1984 г. составляла около 150 м3сут, в 1984 г.— 450 м3сут, в 1988 г. —около 190 м3сут, в 1993 г. —около 300 м3сут. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ МУН Точность прогнозирования метода МУН зависит от следующих условий: степени изученности способа в лабораторных условиях; промысловой апробации; совершенства математического описания процесса; достоверности значений параметров пластовой системы, параметров закачиваемой среды и других констант и характеристик; точности выбора технологии и применяемого оборудования. При использовании данных лабораторных исследований следует учитывать, что они в большинстве случаев характеризуют влияние закачиваемой среды лишь на коэффициент вытеснения, а не на коэффициент нефтеотдачи в целом. Результаты промысловой апробации служат достаточно надежной базой для прогнозирования для идентичных в геолого-физическом смысле объектов воздействия. Что касается математического описания, то существуют гидродинамические модели и достаточно эффективные расчетные схемы, которые можно использовать для прогнозирования физикохимических и газовых методов МУН. Математическое описание физико-химических методов МУН основано на уравнениях многофазной многокомпонентной фильтрации. Одной из наиболее распространенных моделей является модель двухфазной трехкомпонентной фильтрации, которая при известных ограничениях может описывать технологические процессы при реализации следующих методов МУН: использование нефтерастворимых ПАВ; закачка водорастворимых ПАВ; нагнетание оторочек полимерных растворов; смешивающееся вытеснение оторочками СО2 или углеводородных растворителей. Разработана также модель, учитывающая межфазный массообмен, химическое взаимодействие компонентов, возможность возникновения в процессе вытеснения новых фаз, диссипацию. Такая сложная модель используется при прогнозировании мицеллярно-полимерного заводнения, закачки щелочных растворов, вытеснения диоксидом углерода в условиях ее неполной смешиваемости с пластовыми флюидами. Прогнозирование при помощи математических моделей является одним из эффективных, правда
не единственным и не основным, способом при проектировании разработки конкретных объектов с применением методов МУН. Математическое моделирование позволяет также получить ряд самостоятельных результатов при прогнозировании физико-химических методов МУН. Так было доказано, что гидродинамическая неустойчивость на заднем фронте оторочки раствора полимера при вытеснении ее водой приводит к преждевременному разрушению сплошности оторочки и к снижению прироста нефтеотдачи на 30—50%. Повышение концентрации полимерного раствора усиливает (а не снижает!) эффект указанной неустойчивости. Наилучшие результаты достигаются при формировании оторочек переменной концентрации. При помощи математического моделирования могут прогнозироваться результаты чередующейся закачки СО2. Так расчеты показали, что при смешивающемся вытеснении маловязкой (1,7 мПа-с) нефти чередующимися оторочками СО2 и воды в соотношении 1:2:3 обеспечивается дополнительный прирост нефтеотдачи: в однородном пласте — 26%; в слоисто-неоднородном при коэффициенте вариации проницаемости 0,5; 0,75 и 1 — соответственно 20, 12 и 8,4%. При этом общий расход диоксида углерода составляет 20% объема порового пространства. В целом даже при соблюдении всех перечисленных пяти условий фактические показатели вытеснения нефти при помощи физико-химических и газовых методов МУН при практической их реализации обычно существенно отличаются от расчетных (проектных). Подобная неопределенность прогнозирования должна учитываться при проектировании. Это делается за счет применения при проектировании метода МУН не только самих расчетных значений показателей, но и диапазона возможного изменения этих значений. Диапазон изменения определяется заданной достоверностью и степенью изученности метода МУН и пласта.
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ В ОАО ТАТНЕФТЬ (исторический обзор - 1970-80 годы) Методы заводнения с применением оторочек ПАВ по технологии долговременного дозирования, а также метод внутрипластового сульфирования нефти концентрированной серной кислотой находятся в настоящее время в стадии промышленного внедрения. 1. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТАТАРСТАНА Вступление месторождений Татарстана в позднюю стадию разработки ставит перед нефтяниками качественно новые цели и задачи. Если в предыдущий период проблема состояла в основном в количественном накоплении производственных мощностей за счет ввода в эксплуатацию новых площадей, то на современном этапе задача заключается в качественном улучшении разработки нефтяных месторождений и в быстрейшей реализации мероприятий, обеспечивающих максимальную нефтеотдачу. В настоящее время в проектных документах для различных типов коллекторов и залежей нефти принимается различная нефтеотдача: по высокопроницаемым песчаным пластам — от 0,35 до 0,625, по слабопроницаемым терригенным пластам (алевролитам) — от 0,20 до 0,43. Для карбонатных коллекторов нефтеотдача принимается равной от 0,15 до 0,35. Генсхемой разработки Ромашкинского месторождения предусматривается большой комплекс мероприятий по дальнейшему развитию системы заводнения и совершенствованию процесса разработки, учитывающий все резервы дальнейшей интенсификации нефтедобычи. Основные из них следующие: 1. Дополнительное бурение к утвержденному по второй Генсхеме разработки фонду 75,2% скважин, в том числе для замены выходящих из эксплуатации по причине старения и физического
износа скважин. 2. Освоение под закачку воды новых скважин и доведение соотношения нагнетательных скважин к эксплуатационным до установленного для конкретных геологических условий оптимума. 3. Дальнейшее повышение давления нагнетания воды по действующему фонду до 150—160 кгс/см2, по вновь осваиваемым скважинам до 220—250 кгс/см2, 4. Перевод всех скважин на механизированную добычу с внедрением высокопроизводительных насосов, обеспечивающих увеличение дебита жидкости в 1,5—2 раза по сравнению с максимальным отбором ее в фонтанный период эксплуатации. Давление на забоях безводных скважин предусматривается порядка 75 кгс/см2, а в обводненных — 90 кгс/см2. 5. Широкое применение изоляционных работ для отключения обводнившихся пластов — объем этих работ к 1990 году рекомендуется увеличить втрое. 6. Широкое развитие методов контроля за текущим состоянием разработки залежи, заводнения коллекторов и технического состояния скважин. Проведение такого огромного объема работ по расчетам авторов позволит по песчаникам безводной части залежи сохранить нефтеотдачу на уровне утвержденном ГКЗ РФ, по слабопроницаемым коллекторам — увеличить в 1,7 раза, а по ВНЗ она будет ниже на 16,2%. При этом коэффициенты сетки и охвата заводнением для различных пластов достигнут высоких значений — соответственно 0,95—0,962 и 0,7—0,95 при сравнительно низком коэффициенте вытеснения (около 0,68). Следует учесть, что до настоящего времени основные усилия коллектива нефтяников Татарстана были направлены главным образом на увеличение первых двух коэффициентов. Очевидно, на этом исчерпываются потенциальные возможности применяемой системы разработки. Поэтому возникает необходимость усиления работ, направленных на увеличение коэффициента вытеснения. Это можно сделать лишь при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи и комплексировании их с применяемыми системами разработки. Известно более сотни различных методов повышения нефтеотдачи или их модификаций. Из них около 30 методов в той или иной мере проходят промышленные испытания у нас в стране или за рубежом. Только на месторождениях Татарстана испытывалось около десятка различных методов. Однако это еще не означает, что имеются общепризнанные, достаточно эффективные и рентабельные способы увеличения извлечения нефти из недр, пригодные для массового внедрения в конкретных горно-геологических условиях. Так, на основании проведенных опытно-промышленных работ можно считать приемлемыми для девонских месторождений Татарстана и рекомендовать к промышленному внедрению на ближайшие 10—15 лет такие методы, как тринатрийфосфата (ТНФ), жидкой углекислоты, неионогенных ПАВ типа ОП-10 и полимеров. Однако их промышленное внедрение сдерживается, прежде всего, из-за отсутствия материально-технической базы (химических реагентов, специального оборудования для осуществления процесса и т. д.), взаимосвязей этих методов с принятой технологией и текущим состоянием разработки, несовершенством, а порой и отсутствием методов определения эффективности их применения, несовершенством системы экономического стимулирования предприятия за их внедрение. Решающим условием эффективности применения новых методов повышения нефтеотдачи является соответствие возможностей того или иного метода конкретным особенностям геологического строения объекта, системе и состоянию его разработки. В этом свете необходимо остановиться на некоторых особенностях разработки девонских месторождений. Эти месторождения отличаются значительной неоднородностью и большой расчлененностью эксплуатационного объекта, а также разнообразными условиями залегания различных типов пород.
Большинство месторождений уже вступили или вступают в позднюю стадию разработки и характеризуются значительным ухудшением структуры оставшихся запасов нефти. Доля запасов в высокопродуктивных пластах безводной части залежи непрерывно уменьшается и соответственно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов (водонефтяные зоны, алевролиты, мелкие линзы песчаников). Наблюдается массовое обводнение пластов и скважин вследствие истощения запасов нефти, резкое снижение эффективности проводимых на месторождении геологотехнических мероприятий. При этом вновь создаваемые мощности, как правило, не обеспечивают компенсацию снижения добычи нефти из-за обводнения. При разработке нефтяных месторождений происходит изменение таких параметров, как нефтенасыщенность и вязкость. Нефтенасыщенность в процессе заводнения кол-, лекторов уменьшается, вязкость, наоборот,— увеличивается в результате растворения в воде легких фракций и окисления нефти на контакте с водой. Так, на Абдрахмановской площади вязкость нефти в среднем увеличилась в 1,5 раза, а по отдельным скважинам в 2,5 раза. Эти особенности требуют различного подхода к проблеме повышения нефтеотдачи для различных типов коллекторов и условий их залегания. По мере выработки месторождений возрастает необходимость применения методов для извлечения нефти из частично и полностью обводненных пластов (доотмыв). Поэтому вопросы вытеснения нефти из частично или полностью обводненных пластов приобретают значение для месторождений Урало-Поволжья, а в ближайшей перспективе (5—10 лет) и для месторождений Западной Сибири. Однако методов доотмыва, пригодных для массового применения, в настоящее время пока нет, и создание их является более сложной проблемой, чем изыскание методов для первичного вытеснения нефти. Одновременно с этим на месторождениях с неоднородными коллекторами, вступивших в позднюю стадию разработки, остаются не охваченными заводнением многочисленные линзы песчаников, поля развития алевролитов и невырабатываемые ВНЗ, т. е. сохраняются условия для применения методов первичного вытеснения нефти. Важной особенностью применения методов повышения нефтеотдачи на действующих месторождениях является необходимость выбора таких методов, которые органически вписываются в принятую систему разработки и не требуют коренного ее изменения (дальнейшего уплотнения сетки скважин, изменения вытесняющего агента и системы воздействия). С этой точки зрения, на наш взгляд, мало перспективно применение тепловых методов (пара, влажного и сухого внутрипластового горения), которые требуют значительного уплотнения сетки (до 2—4 га на скважину). Также мало перспективны, несмотря на их кажущуюся эффективность, методы смешивающегося вытеснения и периодической закачки газа и воды, так как для этого требуются значительные ресурсы газа, строительство компрессорных станций высокого давления, бурение большого числа дополнительных скважин и решение целого ряда технических задач по изменению конструкции скважин и системы нагнетания реагента. В настоящее время на месторождениях Татарстана используются некоторые новые методы повышения нефтеотдачи пластов: закачка воды, обработанной ПАВ; оторочки тринатрийфосфата; закачка в качестве растворителя жидких углеводородов с последующим вытеснением их газом высокого давления и др. Ведется подготовка к проведению опытно-промышленных работ по влажному горению с целью выработки слабопроницаемых пластов и вытеснению нефти из заводненных интервалов. Применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана началось в конце 60-х и продолжается в настоящее время. Достаточно сказать, что к середине 1977 года промысловыми работами по увеличению нефтеотдачи пластов было охвачено около 250 нагнетательных и свыше 1000 эксплуатационных скважин (без учета закачки
нефтепромысловых сточных вод и циклического заводнения). Подавляющая часть опытнопромышленных работ проводилась наиболее разработанными и пригодными к массовому применению методами, которые хорошо вписываются в обычную систему разработки без ее изменений — к ним относится закачка некоторых химреагентов: оторочек концентрированной серной кислоты, растворов ПАВ, тринатрийфосфата (ТНФ) и полиакриламида (ПАА). Первые шаги в области применения химреагентов для повышения нефтеотдачи пластов были сделаны в 1962 г. Резкий рост наблюдается, начиная с 1970 года, причем на 1.07.1977 г. около 90% от всего объема работ приходится на долю двух методов — внутрипластового сульфирования нефти концентрированной серной, кислотой и применения неионогенных ПАВ типа ОП-10. Наименьшее развитие получил метод заводнения с применением оторочек ПАА, что объясняется, прежде всего, дефицитностью реагента в стране и малыми поставками его объединению для указанных целей. Поставками ПАВ объединение было более или менее обеспечено, поэтому количество скважин, охваченных закачкой раствора ПАВ, является относительно большим. Это объясняется, прежде всего, простотой и доступностью технологии закачки этого реагента. Однако ПАВ являются достаточно дорогим и также дефицитным реагентом, и сравнение его технико-экономических показателей с другими методами показывает, что дополнительная нефть, добываемая с применением ПАВ, получается наиболее дорогой по затратам на реагент и его закачку. Метод внутрипластового сульфирования нефти Наилучшие технико-экономические показатели дает метод внутрипластового сульфирования нефти концентрированной серной кислотой — здесь затраты на 1 т дополнительно добытой нефти составляют всего 1 руб. Кроме того, полная обеспеченность способа ресурсами серной кислоты (или отработанной серной кислоты) послужила причиной широкого применения этого реагента на месторождениях Татарстана. Серная кислота — одна из наиболее химически активных неорганических кислот. Она реагирует почти со всеми металлами и их окислами, вступает в реакции обменного разложения, энергично соединяется с водой, обладает окислительными и обезвоживающими свойствами, вступает в химические реакции со многими органическими соединениями. Практически важно то обстоятельство, что крепкая серная кислота не действует на железо. Это позволяет хранить и перевозить ее в стальных цистернах. Напротив, разбавленная серная кислота легко растворяет железо с выделением водорода. Широко известно применение серной кислоты в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, использующих свойство серной кислоты или ее производных сульфировать углеводороды нефти. Нефтеперерабатывающие заводы вот уже в течение столетия применяют процессы сульфирования для очистки определенных сырых углеводородных фракций нефти и для производства белых минеральных масел. Одним из основных процессов органического синтеза является сульфирование углеводородов с целью получения моющих средств на основе сульфонатов, крупнотоннажное производство которых в нашей стране год от года увеличивается. При сульфировании смеси углеводородов наиболее легко идет реакция сульфирования ароматических углеводородов. Выделяющаяся в результате реакции вода ухудшает показатели процесса, особенно в случае сульфирования кислотой, так как скорость реакции сульфирования обратно пропорциональна квадрату концентрации воды. Реакция прекращается, когда концентрация кислоты достигает определенной величины, называемой п-фактором, при которой скорость сульфирования становится равной скорости десульфирования. Эта минимальная сульфирующая концентрация довольно высока и зависит от молекулярного веса и строёния углеводорода. Так, в случае бензола это примерно 78%-ная серная кислота. По другим
данным — это 68%-ная кислота. При прочих равных условиях скорость сульфирования ароматических углеводородов возрастает с увеличением числа заместителей в цикле, а также с увеличением цикличности соединения. При комнатной температуре реакции сульфирования ароматических углеводородов концентрированной серной кислотой идут медленно. Повышение температуры до 40° С и перемешивание значительно ускоряют этот процесс, этому же способствует и применение более сложных сульфирующих агентов, однако в последнем случае интенсивно идут другие побочные реакции, например, окисление и образование сульфонов, что ухудшает качество получаемых сульфокислот. Следующими компонентами, способными сульфироваться крепкой кислотой, являются нафтеновые углеводороды, которые в результате окисляющего действия серной кислоты подвергаются предварительной дегидрогенизации, после чего образовавшийся ароматический углеводород сульфируется. Серная кислота обладает заметной растворяющей способностью по отношению к большому числу органических соединений, особенно кислород- и азотсодержащих. Так, низшие гомологи нафтенового ряда легко растворяются в серной кислоте и одновременно претерпевают глубокое превращение, что позволяет из этих растворов путем гидролиза выделять спирты жирного ряда. Наиболее трудно сульфируются парафиновые углеводороды — только при наличии свободного 80s и при температуре их кипения. Олефины же сульфируются достаточно легко, образуя при этом кислые или средние эфиры серной кислоты и полимеризованные продукты. Остальные второстепенные компоненты нефти, как нафтеновые кислоты и фенолы, могут также сульфироваться крепкой серной кислотой, образуя соответствующие сульфопроизводные. При действии сульфирующего агента на высокомолекулярные компоненты нефти — смолы протекают реакции сульфирования, сульфонообразования и уплотнения. Эти реакции усиливаются при переходе от серной кислоты к олеуму, при повышении температуры и удельного расхода кислоты. Аналогичные зависимости получены при сульфировании асфальтенов, которые при полном сульфировании могут дать водорастворимую сульфосмесь. Указанные реакции взаимодействия смеси углеводородов с сульфирующим агентом приводят к очистке фракций нефти вследствие удаления из них полициклических ароматических и нафтеновых углеводородов смол, асфальтенов, сернистых соединений, образуя в результатe сульфокислоты и сульфоэфиры, переходящие в основном в кислый гудрон. Эти соединения, будучи извлечены из кислого гудрона, дают поверхностно-активные продукты, обычно называемые нефтяными сульфокислотами или (после нейтрализации) нeфтяными сульфонатами — мылами. Последние делятся на две основные группы: маслорастворимые сульфонаты, называемые красными мылами, и водорастворимые, называемые зелеными сульфокислотами, или мылами кислого гудрона. Мыла красных кислот находят широкое техническое применение в качестве моющих присадок к смазочным маслам и ингибиторов коррозии стали. Их получают большей частью непосредственным сульфированием минеральных масел. Водорастворимые зеленые сульфокислоты являются сильными поверхностно-активными веществами и применяются как флотореагенты, демульгаторы, смачиватели и моющие средства. Получают водорастворимые сульфонаты путем сульфирования высокотемпературных погонов нефти — керосиновой, газойлевой, соляровой. Содержание ароматических углеводородов в этих фракциях достигает 30—50%, что обеспечивает хороший выход активного сульфоната. Большой интерес представляют промежуточные соединения — водомаслорастворимые сульфонаты, растворы которых обладают солюбилизирующей способностью и образуют либо прозрачные мицеллярные растворы, либо эмульсии. Эти сульфонаты служат основой для
получения мицеллярных растворов, позволяющих наиболее полно вытеснять нефть из пористой среды. Сульфирование нефти серной кислотой Известные процессы сульфирования, проводимые как с целью получения сульфонатов, так и с целью рафинации, производятся с различными узкими фракциями нефти, т. е. с более простыми системами, чем нефть. При этом наряду с реакцией сульфирования протекают и такие химические реакции, как полимеризация; окисление, гидратация, дегидратация и др. Все это вызывает уплотнение и коагуляцию асфальтенов и частичную конденсацию смол с образованием асфальтенов. Сульфирование такой сложной системы углеводородов, как нефть, усугубляет протекание указанных выше процессов и затрудняет анализ продуктов сульфирования. Механизм вытеснения нефти оторочкой серной кислоты В основе применения серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов находится комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду. Обзор литературы, а также исследования показывают: 1) Основным фактором, способствующим повышению нефтеотдачи пористой среды, является химическое взаимодействие концентрированной серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти. Помимо этого концентрированная серная кислота реагирует также с предельными (парафиновыми) углеводородами, содержащими третичный атом углерода. В результате этих химических реакций получаются алкиларилсульфо-кислоты и алкилсульфокислоты. Наряду с этим взаимодействие серной кислоты с нефтью сопровождается образованием кислых эфиров, сульфонов, асфальтогеновых кислот, асфальто-оксониевых соединений, карбенов, карбоидов и др. Основная часть продуктов реакции серной кислоты с нефтью находится в составе так называемого кислого гудрона. Из всех продуктов реакции серной кислоты с нефтью наибольшее влияние на улучшение нефтевымывающих свойств закачиваемой в пласт воды оказывают сульфокислоты, которые (как и сульфонаты — натриевые соли сульфокислот являются анионактивными ПАВ. Водорастворимые продукты сульфирования нефти концентрированной серной кислотой соизмеримы по поверхностной активности с соответствующими растворами неионогенного ПАВ ОП-10; водные вытяжки продуктов сульфирования имеют заметно меньшее межфазное натяжение, чем растворы серной кислоты; в определенном диапазоне концентраций исследованные ПАВ обладают отрицательной кажущейся адсорбцией на кварцевом песке. 2) При химическом взаимодействии сульфат-иона или сульфогруппы с солями кальция образуются малорастворимые сульфаты и сульфонаты кальция. Кристаллы этих солей, вероятно, частично закупоривают поры, промытые водой, увеличивая тем самым локальную эффективную вязкость вытесняющей воды и направляя ее в поры, заполненные нефтью. Это должно привести к повышению микро- и макроохвата пласта вытеснением. Лабораторными исследованиями обнаружено, что суспензия гипса ведет себя при фильтрации в пористой среде как загущенная вода, обладающая структурно-механическими свойствами. 3) При смешении концентрированной серной кислоты с водой выделяется тепло, обусловленное теплотой разбавления, а при смешении порций серной кислоты различной концентрации выделяется теплота смешения. При проведении процесса закачки концентрированной серной кислоты в продуктивный нефтяной пласт последняя будет разбавляться погребенной водой пласта и особенно закачиваемой вслед за кислотой поверхностной водой с выделением значительного количества тепла. Закачка каждых 100 т концентрированной серной кислоты сопровождается вводом в пласт около 150 млн. ккал тепла.
4) Лабораторные исследования взаимодействия растворов серной кислоты с карбонатными породами показали, что скорость взаимодействия их значительно меньше, чем с соляной кислотой. Это объясняется, очевидно, образованием в результате реакции гипса, который в какойто степени экранирует непосредственный контакт серной кислоты с карбонатной породой. Замечено также, что скорость химической реакции существенно зависит от концентрации кислоты, при этом зачастую более слабая кислота реагирует относительно энергичней, чем более концентрированная. При закачке серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов неизбежно взаимодействие ее с карбонатными составляющими породы пласта и, следовательно, изменение проницаемости терригенных девонских пород. Лабораторные исследования показали, что серная кислота увеличивает их проницаемость в среднем на 25%. Повышение проницаемости призабойной зоны, наряду с выпадением гипса в глубине пласта, приводит к перераспределению градиентов давления в сторону их увеличения в зоне и на фронте вытеснения. 5) При взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими скелета в качестве продукта реакции образуется углекислота. При этом каждая тонна закачанной в пласт концентрированной серной кислоты дает примерно 400 кг углекислого газа. Отсюда можно определить, что при закачке 0,3% вес. к объему пор серной кислоты должна получиться оторочка размером 3% к объему пор, 4%-ного раствора углекислоты — карбонизированной воды, которая, как известно, обладает повышенными нефтевымывающими свойствами. Помимо вышесказанного, смолистые компоненты нефти, как известно, коллоидно растворяются в серной кислоте, а также в воде в присутствии сульфокислот (эффект солюбизации). Все перечисленные выше явления, происходящие при закачке серной кислоты в пласт, должны способствовать более полному извлечению нефти из пористых сред. Применение серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов Промысловые испытания эффективности применения сернокислотных оторочек на месторождениях Татарстана проводились в различных геолого-физических условиях (нефтяные пласты девона и бобриковского горизонта, частично заводненные пласты) и при различных системах заводнения (линейное и очаговое). При проведении промысловых экспериментов оценивались различные стороны процесса: изменение продолжительности безводного периода, увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, изменение проницаемости коллекторов и пр. Всего на месторождениях Татарстана к 1.07.1977 г. закачано 119 тыс.т концентрированной верной кислоты в 170 нагнетательных скважин. В зависимости от плотности сетки скважин и геологофизических параметров пластов объем закачки кислоты в одну скважину находился в диапазоне от 300 до 2700 т. Влияние оторочек серной кислоты на показатели разработки Оценка промысловой эффективности рассматриваемого метода повышения нефтеотдачи пластов в условиях заводнения проводилась путем сравнения величин приведенных отборов нефти по опытным и контрольным участкам. При этом в качестве обязательных принимались следующие условия: 1) неизбежные допущения делать лишь тогда, когда они занижают конечные результаты эффективности предложенного метода; 2) вывод об эффективности промысловых испытаний способа повышения нефтеотдачи считать достоверным лишь при наличии положительных результатов, полученных минимум по двум частично или полностью независимым вариантам, что необходимо для увеличения запаса прочности конечного вывода; 3) конечный вывод о степени эффективности должен быть проверен достаточно строгими
методами математической статистики и может быть принят лишь при доверительной вероятности не менее 95%; 4) при оценке эффективности метода повышения нефтеотдачи в качестве конечного брать только тот вариант, который дает минимальную величину повышения нефтеотдачи. Это необходимо также для увеличения запаса прочности получаемых выводов. В качестве основного параметра сравнения использовалась приведенная безводная добыча, которая определялась как объем суммарной добычи нефти из эксплуатационных скважин участка от начала закачки воды в скважину-обводнительницу до появления воды в одной из эксплуатационных скважин, отнесенный к балансовому запасу нефти условного объема пласта, дренируемого этими эксплуатационными скважинами. Величина приведенной безводной добычи нефти не является абсолютной величиной безводной нефтеотдачи, хотя и непосредственно связана с ней. Поэтому этот параметр сам по себе не может дать какой-либо информации об абсолютной эффективности метода. Но сравнение величин этого параметра по опытным и аналогичным контрольным участкам, на которых применялось обычное заводнение, позволяет дать однозначный ответ об относительной эффективности метода повышения нефтеотдачи. В дальнейшем участки, на которых опробовался метод повышения нефтеотдачи, будут называться опытными участками, а участки, на которых проводилось обычное заводнение, контрольными участками. Контрольные участки должны удовлетворять следующим условиям: 1) находиться на тех же месторождениях, где опробуется рассматриваемый метод; 2) нефтяные скважины должны быть пущены в эксплуатацию одновременно или до начала закачки воды в скважину-обводнительницу; 3) необходимо иметь достоверные сведения о том, что данная эксплуатационная скважина обводнилась от данной нагнетательной скважины; 4) в нагнетательной и окружающих эксплуатационных скважинах должны быть вскрыты одни и те же пласты; 5) достаточность геолого-промысловой информации о свойствах пластов; 6) необходимы данные об обводнившемся пласте и доле его участия в добыче нефти за безводный период; 7) контрольные и опытные участки должны быть одинаковы по числу скважин и подобны по их расположению. На месторождениях Татарстана применяются два принципиально различных варианта внутриконтурного заводнения: линейное и рассредоточенное со всеми его модификациями — площадное, очаговое, избирательное. Поэтому оценка эффективности применения сернокислотных оторочек проводилась для линейного и очагового заводнения отдельно. Участки очагового заводнения. Для подбора контрольных участков был проанализирован весь фонд очагового и избирательного заводнения, в результате чего по всем принятым условиям сравнения подобрано 26 контрольных участков. Сравнение геолого-физических параметров пластов, условий и показателей разработки опытных и контрольных участков показало, что вышеуказанные параметры являются величинами одного порядка и дают основание для сравнения. Расчеты показывают, что относительное увеличение приведенной безводной добычи по опытным участкам очагового и избирательного заводнения изменяется в зависимости от вариантов расчета от 13,6 до 65,0%. При этом дополнительная безводная добыча по эксплуатационным скважинам опытных участков, в нагнетательные скважины которых было закачано 10 599 т серной кислоты,
составляет, в зависимости от варианта расчета, от 209,3 до 839,6 тыс. т, что соответственно равно от 14,7 до 59,1 т на одну тонну закачанной в в пласт серной кислоты. Участки линейного заводнения. Анализ фонда опытных участков линейного заводнения показал, что из имеющихся на сегодняшний день 77 участков подход закачиваемой воды с оторочкой серной кислоты зафиксирован лишь на 23. В качестве контрольных участков по всем принятым условиям сравнения подобраны 38 участков. Сопоставление средних величин геолого-физических параметров обводнившихся пластов опытных и контрольных пар скважин показало, что такие величины, как пористость, начальная нефтенасыщенность, проницаемость практически одинаковы. Это дает основание для сравнения их показателей разработки. Однако, учитывая недостаточную надежность данных о геологофизических параметрах обводнившихся пластов, а также данных о доле закачки воды и добыче нефти из обводнившегося пласта, в качестве второго варианта сравнивалось отношение приведенной добычи нефти к балансовым запасам по всему горизонту. В этом варианте все вскрытые пласты рассматривались как единый горизонт Приведенная добыча нефти для опытных нар скважин больше, чем для контрольных. По эксплуатационным скважинам опытных участков, в нагнетательные скважины которых было закачано 8765 т серной кислоты, за безводный период из обводнявшегося пласта и в целом по горизонту было добыто соответственно 771,9 и 867,0 тыс.т нефти. Относительное увеличение добычи нефти в результате применения оторочки серной кислоты составило по пласту 23,5% и по горизонту 37,6%.
Применение неионогенных ПАВ Теоретическое, лабораторное и промысловое обоснование метода заводнения с применением неионогенных ПАВ типа ОП-10 осуществлено в нашей стране, в основном, институтом БашНИПИнефть. В настоящее время этот метод находится на стадии промышленного внедрения на месторождениях Башкирии, Татарстана, Азербайджана и может широко применяться по всей отрасли вследствие своей изученности, простоты технологии дозирования ПАВ в закачиваемую воду и эффективности воздействия на нефтенасыщенные пористые среды. Однако при этом необходимо отметить дефицитность и дороговизну этого реагента. АДСОРБЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ СИНТЕТИЧЕСКИХ ПАВ Приведенные ниже представления о механизме адсорбции могут явиться основой для синтеза синтетических ПАВ и разработки рациональной технологии их применения при заводнении пластов в каждом отдельном случае. Адсорбция природных поверхностно-активных компонентов нефти (ПАВ нефти). В каждом нефтяном пласте, независимо от его минерального состава, свойств нефти и воды, температуры и давления, часть нефти соприкасается с твердой поверхностью, часть - с погребенной водой, которая подстилается под нефтью в виде прослойки той или иной толщины. Там, где нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью, имеет место адсорбция природных ПАВ нефти из самой нефти, там, где она смочена погребенной водой адсорбция их из погребенной воды. Это те природные ПАВ нефти, которые растворились в воде. Гидрофильными группировками молекулы природных ПАВ нефти обращаются в сторону твердой поверхности, гидрофобными - в сторону жидкости, независимо от того смачивается ли твердая поверхность нефтью или водой. В обоих случаях при адсорбции природных ПАВ нефти твердая поверхность
гидрофилизируется. На части ее, смоченной нефтью, адсорбируется высокомолекулярные природные ПАВ нефти, на части, смоченной водой, низкомолекулярные. Если в нефти или в водной прослойке под нефтью содержание природных ПАВ нефти соответствует предельной адсорбции их на твердой поверхности, то на этой поверхности выстраивается плотный частокол молекул, препятствующий адсорбции на ней каких-либо других ПАВ, например синтетических. Адсорбция, в зависимости от характеристики минералов, слагающих пласт и самих природных ПАВ нефти, может быть физической или химической. Возможно и существование водородной связи. Наиболее прочно молекулы природных ПАВ нефти фиксируются на твердой поверхности при химической адсорбции. Есть основание говорить, что при всех указанных выше видах адсорбции прочность связи молекул природных ПАВ нефти с твердой поверхностью большая. Они трудно поддаются десорбции неполярными растворителями и водой при заводнении пластов. Над первым слоем молекул природных ПАВ нефти на твердой поверхности, смоченной нефтью, возможно образование и большего числа слоев молекул природных ПАВ нефти второго, третьего, четвертого и т.д. Согласно правилу уравнивания полярностей молекулы последнего слоя, также как и молекулы первого слоя, гидрофобными группировками должны быть обращены в сторону нефти, т.е. гидрофобизировать твердую поверхность. В этом случае вместо полимолекулярной адсорбции имеет место по существу адсорбция мицелл, приводящая к образованию на твердой поверхности структурированной нефти, обладающей пластичностью и упругостью формы - предельным напряжением сдвига. С удалением от твердой поверхности сила связи между молекулами слоев природных ПАВ нефти убывает, и нефть на некотором расстоянии от твердой поверхности приобретает свойства, соответствующие ее обычному состоянию. Насыщенность твердой поверхности, смоченной нефтью, молекулами природных ПАВ нефти зависит от содержания этих ПАВ в ней и от степени их поверхностной активности. Насыщенность молекулами природных ПАВ нефти твердой поверхности, смоченной погребенной водой, зависит еще и от растворимости их в воде. Чем больше растворяются они в погребенной воде, тем больше оказывается насыщенной ими твердая поверхность и, соответственно, ее гидрофобизация. С гидрофобизацией твердой поверхности действие молекулярных сил ее на воду ослабевает, вследствие чего она становится более подвижной, и больше отжимается нефтью, что приводит к уменьшению содержания в пласте погребенной воды. На твердой поверхности могут адсорбироваться жирные и нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы и многие кислород-, азот-, серусодержащие соединения. Жирные кислоты подавляют адсорбцию нафтеновых кислот, последние подавляют адсорбцию асфальтенов, асфальтены в свою очередь - адсорбцию смол. Поэтому в процессе миграции нефти, породой в первую очередь адсорбируются из нефти жирные кислоты, затем нафтеновые, а после уже асфальтены и смолы. Большой поверхностной активностью по отношению к твердой поверхности обладают порфирины. Роль их в адсорбционных процессах, по-видимому, значительна, там, где в нефтях мало природных ПАВ, там насыщенность твердой поверхности ими меньшая, гидрофильность же пород - большая. Большое содержание в пласте погребенной воды косвенно указывает на малую насыщенность поверхности природными ПАВ. Адсорбция при закачке в пласт водного раствора синтетических ПАВ - оксиэтилированных фенолов. Известно, что часть этих ПАВ растворяется в нефти, часть - в воде. При растворении их в нефти на твердой поверхности, смоченной нефтью, происходят следующие явления. Молекулы синтетических ПАВ диффундируют к твердой поверхности, по пути адсорбируются на мицеллах природных ПАВ нефти, образующих структуру, разрушают ее, и затем начинают в первую очередь адсорбироваться на участках твердой поверхности у свободных от молекул природных ПАВ нефти. При этом, как и молекулы природных ПАВ нефти, они также своими гидрофобными
группировками обращаются в сторону нефти и, следовательно, еще больше гидрофобизируют твердую поверхность. На поверхности, смоченной водой, свободные участки ее также заполняются молекулами синтетических ПАВ, но только растворенных в воде. Своими гидрофобными группировками эти молекулы обращаются в сторону воды. Следовательно, в первый момент адсорбция молекул синтетических ПАВ приводит к гидрофобизации твердой поверхности не только смоченной нефтью, но и водой. При этом, чем больше оказывается насыщенной твердая поверхность молекулами природных ПАВ нефти, тем меньше требуется молекул синтетических ПАВ для насыщения первого слоя. На твердой поверхности, смоченной водой, адсорбируются молекулы синтетических ПАВ с большим содержанием окиси этилена, чем на смоченной нефтью. Вслед за этой первой стадией адсорбции, гидрофобизирующей твердую поверхность со стороны нефти и воды, наступает вторая стадия. Когда твердая поверхность, смоченная нефтью, полностью насыщается молекулами природных ПАВ нефти и молекулами синтетических ПАВ, последние, продолжая адсорбироваться, образуют на твердой поверхности второй слой молекул, гидрофильная группировка которых обращается в сторону нефти. Поверхность, смоченная нефтью, гидрофилизируется. Второй слой молекул связывается с первым физическими силами адсорбции. Прочность его связи с ним меньше, чем прочность связи первого слоя с твердой поверхностью, независимо от того, адсорбировались ли молекулы его на ней физически или химически. При больших концентрациях синтетических ПАВ в нефти возможно образование и третьего слоя молекул. Есть основание говорить, что этот слой, гидрофобизирующий твердую поверхность, слабо связан со вторым, легко отходит от него в объем нефти при незначительных возмущениях. Основными слоями на твердой поверхности, определяющими ее характеристику, являются первый и второй слои. Второй слой молекул синтетических ПАВ образуется и на твердой поверхности, смоченной ранее погребенной водой при смешении ее с раствором ПАВ. Молекулы этого слоя содержат большее количество окиси этилена, чем молекулы, адсорбировавшиеся на смоченной нефтью поверхности. Таким образом, мы видим, что чем больше на твердой поверхности адсорбировано природных ПАВ нефти, чем сильнее связь их с твердой поверхностью, тем меньше на ней адсорбируются синтетические ПАВ. Расход окиси этилена возрастает с ростом части поверхности пласта, смоченной водой. Из вышеизложенного следует, что для закачки в пласт надо подбирать такие синтетические ПАВ, которые бы возможно меньше замещали природные ПАВ нефти на твердой поверхности и, что во, постепенно переходить на закачку ПАВ, более растворимых в нефти. Образование второго слоя молекул синтетических ПАВ на твердой поверхности, смоченной нефтью, способствует смачиванию ее водой - разрыву ею пленки нефти на твердой поверхности и отрыву от нее нефти. При отрыве капли нефти от твердой поверхности второй слой молекул синтетических ПАВ менее прочно связанный с нефтью, чем первый, втягивается в каплю, и дополняет слой молекул на ее поверхности, если последняя до этого не была до предела насыщена ими. При этом молекулы второго слоя, оторванные от твердой поверхности каплей нефти, поворачиваются на ее поверхности своими гидрофильными группировками в сторону воды. Это еще больше снижает межфазное натяжение воды на границе с каплей нефти. B первый момент отрыва капли от твердой поверхности на ней остаётся первый слой молекул: молекул природных ПАВ нефти и молекул синтетических ПАВ. Твердая поверхность вновь становится гидрофобной. Вероятность описанного механизма явления при отрыве капли нефти от твердой поверхности, возрастает с уменьшением прочности связи молекул второго слоя с первым, т.е. с уменьшением гидрофобной группировки в первом и втором слое молекул. Если второй слой молекул не переходит в каплю нефти при ее отрыве от твердой поверхности, то последняя остается гидрофильной. При переходе же этого слоя в каплю, вслед за отрывом ее на твердой поверхности начинают адсорбироваться молекулы синтетических ПАВ, но теперь уже из воды.
Вновь образуется второй слой молекул, гидрофилизирующий твердую поверхность, что препятствует повторному прилипанию к ней оторвавшихся от нее капель нефти. Приведенные выше представления о механизме адсорбции ПАВ указывают на необходимость определения величины адсорбции и десорбции их с учетом растворения закачиваемых ПАВ в нефти и воде, а также имевшей место адсорбции природных ПАВ нефти в породе. Определять адсорбцию и десорбцию ПАВ на экстрагированных кернах не правильно. Величина адсорбции их в этом случае может быть намного завышена, а десорбция - заниженной. Десорбция синтетических ПАВ при замене раствора их водой В этом случае с твердой поверхности, отмытой от нефти, отрываются (десорбируются) и переходят в воду, в первую очередь, молекулы второго слоя. Первый слой остается на твердой поверхности из-за прочной связи с ней молекул природных ПАВ нефти и синтетических ПАВ. Твердая поверхность становится вновь гидрофобной. То же самое происходит и с твердой поверхностью, ранее смоченной раствором синтетических ПАВ. На ней тоже остается первый слой молекул природных ПАВ нефти и синтетических ПАВ. Поверхность гидрофобизируется. Из оторвавшейся от твердой поверхности нефти и нефти, прилипшей к ней молекулы синтетических ПАВ, также начинают переходить в воду. Количество их в нефти уменьшается. Переходит в воду в первую очередь та часть синтетических ПАВ, которая хорошо растворяется в воде. С твердой поверхности, смоченной нефтью, постепенно переходит в воду второй слой молекул. Гидрофобизация поверхности происходит и здесь. Вместе с тем молекулы синтетических ПАВ, перейдя из нефти в воду, начинают в какой-то мере адсорбироваться на твердой поверхности, смоченной водой и замедляют, тем самым, процесс смыва с этой части поверхности второго слоя, то есть, ее гидрофобизацию. Если при этом первый слой на твердой поверхности, смоченной водой, оказывается не насыщенным еще полностью молекулами природных и синтетических ПАВ, то он в какой-то мере донасыщается ими. При десорбции мы теряем больше ту часть синтетических ПАВ, которая лучше растворяется в нефти, т.е. часть с меньшим содержанием окиси этилена. Эта часть ПАВ переходит в воду медленнее и в меньшем количестве. Адсорбция при замене воды раствором синтетических ПАВ Если вода снова заменяется раствором, то на части твердой поверхности, смоченной нефтью, вновь начинает происходить адсорбция из нефти молекул растворившихся в ней синтетических ПАВ, на части же, ранее смоченной нефтью, а теперь уже раствором, начинает происходить адсорбция молекул синтетических ПАВ из воды. В обоих случаях адсорбция физическая. На поверхности, ранее смоченной погребенной водой, снова адсорбируются молекулы синтетических ПАВ из воды на первом слое и вновь ее гидрофилизируют. Адсорбция молекул здесь физическая. В этих рассуждениях исключили возможность десорбции с твердой поверхности первого слоя молекул природных и синтетических ПАВ, считая их прочно связанными с нею, и что если десорбция имеет место в какой-то мере при закачке раствора ПАВ и замене его водой, то это должно несколько увеличить адсорбцию ПАВ, так как вместо природных ПАВ на твердой поверхности будут адсорбироваться синтетические ПАВ с более размытой гидрофильной группировкой, чем в рассматриваемых случаях. Практические следствия. Из приведенных выше представлений о механизме адсорбции ПАВ можно сделать следующий важный для практики вывод. Чтобы иметь возможно меньшую адсорбцию основного дорогостоящего ПАВ, целесообразно вначале перед его закачкой в пласт закачивать в него оторочку раствора из любого дешевого водорастворимого ПАВ со слабой гидрофобной группировкой. Молекулы такого ПАВ, заполняя на твердой поверхности промежутки между молекулами природных ПАВ нефти, будут гидрофобизировать ее, как со стороны нефти, так и со
стороны воды и препятствовать адсорбции молекул основного ПАВ. Последний будет расходоваться, в основном, на гидрофилизацию гидрофобизованной дешевыми ПАВ твердой поверхности. В этом случае желательно, чтобы дешевые ПАВ как можно прочнее фиксировались на твердой поверхности. Адсорбция основного ПАВ будет в большей части физической и поэтому десорбция его при замене раствора будет большей. При этой технологии закачки эффект от применения основного ПАВ будет выше. Следует отметить, что чем больше будут размеры молекул основного ПАВ, тем меньше они будут адсорбироваться породой. Вместе с тем они будут и лучше десорбироваться при замене раствора ПАВ водой. Десорбция будет большей, если гидрофобная группировка в молекулах основного ПАВ будет слабой, по сравнению с гидрофильной. Указанную технологию применения водных растворов синтетических ПАВ для увеличения нефтеотдачи необходимо осуществлять в первую очередь на тех месторождениях, нефти которых содержат малое количество природных ПАВ и в тех случаях, когда содержание погребенной воды в месторождениях большое или же когда они сильно обводнены. Не исключено, что при этой технологии водные растворы синтетических ПАВ могут быть эффективно применены; и для извлечения остаточной после заводнения нефти. Эта нефть находится в прилипшем к твердой поверхности состоянии, отличается она большим содержанием природных ПАВ и соответственно более резко выраженными реологическими свойствами, чем нефть, ранее извлеченная из пласта. Если предположить, что поверхность пласта, смоченная нефтью, прямо пропорциональна ее содержанию в нем, то можно сделать вывод, что при заводнении со временем его поверхность, смоченная водой, возрастает. В конечной стадии разработки доля этой поверхности будет в большинстве случаев превышать долю поверхности, смоченной нефтью. Она будет тем больше, чем больше будут конечная величина нефтеотдачи при заводнении пластов. В связи с этим, чтобы иметь возможно меньшую потерю закачиваемых синтетических ПАВ на части твердой поверхности пласта, смоченной водой, необходимо по мере увеличения обводнения постепенно увеличивать долю нефтерастворимой части в закачиваемых синтетических ПАВ. Для вытеснения остаточной нефти целесообразно будет закачивать более растворимые в нефти ПАВ с тем, чтобы адсорбцию их на смоченной водой поверхности свести к минимуму. В этом случае эффект от применения их будет определяться в основном гидрофилизацией ими твердой поверхности со стороны нефти и уменьшением межфазного натяжения воды на границе с ней. На первый план здесь может выдвинуться и эффект, связанный с подавлением ПАВ структурообразования в нефти на твердой поверхности. Первую стадию адсорбции - создание насыщенного слоя молекул на твердой поверхности можно осуществить, также путем создания ПАВ в самом пласте, закачкой в него различных кислот - серной, соляной, жирных и т.д., а также щелочи. Взаимодействуя с нефтью, они, как известно, образуют водорастворимые поверхностно-активные вещества анионного типа. Закачка оторочки водных растворов реагентов и вслед за ней водного раствора синтетических ПАВ даст, значительно больший эффект, чем применение каждого из указанных методов воздействия на пласт в отдельности. Опытно-промышленные испытания различных неионогенных ПАВ на месторождениях Татарстана ведутся с 1971 г. в различных геолого-физических условиях как по технологии долговременного дозирования и закачки слабых растворов ПАВ, так и по "разовой" технологии, заключающейся в закачке малообъемных сравнительно концентрированных растворов в очаговые скважины. По первой технологии работают 38 нагнетательных скважин, по второй — 21 скважина. Старейшими участками по опробованию ПАВ в девонских пластах являются Зеленогорский и Чишминский. Опытно-промышленные испытания по опробованию ПАВ на этих участках начаты в феврале 1972 и мае 1973 гг. Состояние разработки и геолого-физическая характеристика опытных
участков позволили оценить влияние ПАВ на различных .стадиях выработки пластов — первичном вытеснении, из частично и полностью заводненных пластов. На Зеленогорском участке закачка раствора. ПАВ проводилась в основной продуктивный пласт "а" горизонта Д1 в шесть скважин разрезающего ряда и четыре очаговые скважины, из которых в две скважины 4885 и 4887 закачивали раствор ПАВ с начала освоения их под закачку. В связи с различной стадией разработки отдельных частей опытный участок был для удобства условно разделен на три подучастка разрезающим нагнетательным рядом, а с запада линией выклинивания коллекторов, работало 30 эксплуатационных и 14 нагнетательных скважин. За истекший период было закачано 3021 тыс. м3 раствора ПАВ со средней накопленной концентрацией, равной 0,0247%, что в два раза ниже концентрации, рекомендуемой БашНИПИнефть. Анализ влияния закачки раствора ПАВ на суммарный коэффициент приемистости шести нагнетательных скважин разрезающего Зеленогорско-Холмовского ряда показал, что увеличение коэффициента приемистости по этим скважинам составило в среднем за весь период закачки 32,5% по сравнению с периодом до закачки ПАВ. Прирост закачки только по этим скважинам составил 380 тыс. м3, т. е. увеличился на 28% по сравнению с ожидаемой. За рассматриваемый период по всему опытному участку количество закачанного раствора ПАВ составило 60% от нефтенасыщенного объема пор пласта. При этом, как показывает анализ продукции скважин на содержание ПАВ, заводнением охвачено около половины площади всего опытного участка, а по первому подучастку — уже более 70% его площади, так как во всех обводнявшихся скважинах участка прослеживается наличие ПАВ, а в целом по всему участку уже добыто около 2% от закачанного в пласт количества ПАВ. Прирост закачки воды на третьем участке привел к приросту добычи нефти из близлежащего ряда эксплуатационных скважин примерно на 50 тыс. т, или же на 11,2% по сравнению с экстраполированной ожидаемой величиной добычи без воздействия раствора ПАВ. Всего было закачано 326 т ПАВ, следовательно, дополнительная добыча нефти, полученная из этого ранее частично заводненного участка в результате воздействия раствора ПАВ, составила на 1.07.1976 г. 155 г на 1 т ПАВ. На первом участке, где закачку ПАВ проводилась в обводненные пласты, прироста добычи нефти не наблюдалось. Влияние закачки раствора ПАВ сказалось на некоторых показателях разработки опытного участка — увеличении средних дебитов нефти, стабилизации или уменьшении обводненности продукции, а также Повышении темпа отбора нефти. После начала закачки раствора ПАВ темп отбора везде увеличился, причем наименьшее падение темпа наблюдается на третьем участке. На втором и третьем участках с началом закачки; ПАВ средний дебит скважин возрос значительно, обводненность продукции снизилась, темп отбора увеличился на втором участке в 2 раза (но к 1.07.1976 г. уже снизился до начального), а на третьем — более чем в 1,5 раза. Если на втором участке улучшение показателей разработки объясняется главным образом воздействием на пласт избирательно-очагового заводнения и повышением вследствие этого пластового давления, позволившим снизить приток подошвенной воды и соответственно обводненность продукции этой водой, то на третьем участке, где к началу эксперимента в пласт уже было закачано значительное количество обычной воды, улучшение показателей разработки можно целиком отнести за счет воздействия ПАВ. Наблюдавшееся на всех участках снижение темпа добычи нефти показывает, что наиболее активное воздействие раствора ПАВ, происходившее в начальный период от первых порций оторочки, уже заканчивается. Это позволяет сделать вывод, что влияние последующих порций раствора ПАВ на показатели разработки окажется гораздо слабее, хотя при этим в пласте еще находится большой объем этого раствора, Продвижение которого по пласту может не дать никакого Эффекта по сравнению с обычной водой. Следовательно, рекомендуемый объем
оторочки раствора ПАВ можно ограничить величиной 0,4-0,5 поерового объема пласта. Необходимо отметить, что влияние закачки раствора ПАВ при первичном вытеснении т.е. на втором участке, сказалось буквально через месяц после начала закачки. Реагирование же скважин при доотмыве (первый и третий участки) началось при прокачке 0,3 — 0,35 порового объема пласта, т. е. также сравнительно быстро, что обусловлено, вероятно, опережающим продвижением раствора ПАВ по сравнению с обычной водой. Анализ показателей разработки опытного участка по состоянию на 1.07.1976 г. несомненно, свидетельствует о положительном влиянии закачки ПАВ на интенсификацию добычи нефти на некоторых стадиях разработки залежи. Оценить влияние ПАВ на повышение нефтеотдачи пластов пока не представляется возможным до перехода участка в более позднюю стадию разработки. Закачка раствора ПАВ на Чишминском опытном участке проводилась в семь скважин ЧишминскоСармановского разрезающего ряда в районе КНС-60, ранее закачивавшей обычную воду в два продуктивных пласта До и Да. На начало эксперимента по закачке ПАВ на этом участке на 1.05.1973 г. в условиях жесткого постоянства давления нагнетания и количества скважин, в пласты было закачано 3,74 млн. т воды, что составляет более 50% от общего перового объема пластов. По состоянию на 1.11.1975 г. на участке было закачано 1,42 млн. м3 раствора, обработанного 402 т ПАВ. Влияние закачки ПАВ на приемистость скважин сказалось,- прежде всего, в замедлении темпа падения приемистости скважин. Можно полагать, что за, счет этого дополнительная закачка составила около 140 тыс. м3 воды. Предварительный анализ показателей разработки свидетельствует о том, что закачка раствора ПАВ на Чишминском опытном участке в количестве 19,2% от всего порового объема пласта со средней концентрацией ПАВ в воде, равной 0,03%, не привела пока к существенному изменению показателей добычи, очевидно, вследствие малой величины этой оторочки, закачанной в сравнительно сильно заводненные пласты. Опробование заводнения раствором ПАВ при первичном вытеснении осуществлялось на Ульяновском месторождений, где основным продуктивным пластом является песчаный пласт Бп бобриковского горизонта. Через шесть внутриконтурных скважин закачано около 180 г ПАВ, в основном неравномерно и с очень низкой концентрацией. В 1973 г. в две нагнетательные скважины было закачано 12,4 т, в 1974 г. в четыре скважины—12,6 т, в 1975 г. в 6 скважин—126,8 т. Неравномерность закачки очевидна. Если в 973 и 974 гг. еще делались попытки дозирования ПАВ в закачиваемую воду, т. е. В скважинах 623,. 64, 628 и 6, то в скважины 226 и 648 производилась уже только импульсная, закачка ПАВ. Коэффициент безводного отбора нефти по очагам варьирует в сравнительно большом диапазоне — от 4 до 20%. Низкая величина этого показателя в очагах 626 и 648 объясняется, вероятно, близостью к внешнему контуру нефтеносности месторождения и ухудшением коллекторских свойств пласта. Действительно, дебиты окружающих скважин этих очагов очень малы, и скважины, в основном, не реагируют на закачку. Очаг 64, имеющий наибольшую величину коэффициента безводного отбора, расположен в центральной части залежи, характеризуемой наибольшей нефтенасыщенной мощностью пластов и, очевидно, наиболее однородными коллекторскими свойствами. Если не принимать во внимание эту максимальную величину, то средняя величина безводного отбора для очагов Ульяновского месторождения составит 9,5%. Сопоставление этого показателя с результатами обычного очагового заводнения бобриковского горизонта оказывается весьма затруднительным вследствие отсутствия выборки последних по той или иной причине — отличие геолого-физических параметров, наличие в пласте оторочки других реагентов, закачка в пласт сточной воды и др. Если же сравнивать этот показатель с аналогичным,
полученным при создании оторочки серной кислоты в бобриковском горизонте, то первый окажется значительно ниже полученного при воздействии на пласт серной кислотой — на 6,7% по абсолютной величине. Таким образом, это сопоставление показывает, что для условий бобриковского горизонта создание сернокислотных оторочек оказывается более эффективным, чем применение ПАВ. Неравномерность разработки различных очагов Ульяновского месторождения сказывается не только в период безводного вытеснения нефти, но и в процессе обводнения продукции скважин. Изменение водонефтяного фактора окружающих скважин в зависимости от текущей нефтеотдачи участков имеет различный характер и зависит от факторов, трудно поддающихся учету — сюда относится и не изученность свойств пластов (почти не известны пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и т. д.), и неравномерная закачка ПАВ в пласты, и т. д. Во всех случаях происходит довольно резкий рост водонефтяного фактора, обусловленный быстрым прорывом воды, т. е. на этом участке наблюдаются все известные отрицательные явления разработки пластов с нефтями повышенной вязкости методом заводнения. Широко известная технология БашНИПИнефть по применению ПАВ заключается в долговременном дозировании ПАВ в закачиваемую воду с концентрацией 0,05% в количестве 0,5— порового объема заводняемого пласта. Срок дозирования при этом в зависимости от приемистости скважин может составить десятки лет. В условиях автоматического режима работы КНС обслуживание дозирующей установки становится весьма обременительным, не говоря уж о значительных затратах электроэнергии на постоянный нагрев и перегрев ПАВ. Более заманчивой является "разовая" закачка малой оторочки большой концентрации, которая выполняться в течение нескольких дней. В основе технологии лежит допущение о постепенном размыве в пласте концентрированной оторочки ПАВ закачиваемой водой и достижении в среднем необходимой концентрации. При этом воздействие на призабойную пласта нагнетательной скважины будет происходить в оптимальной области концентрации ПАВ в 5% растворах, так как известно, что отмыв нефти и капиллярная пропитка нефтенасыщенного песка происходит в несколько раз лучше и быстрее для 5%-ных растворов, чем для 0,05%. Кроме того, коэффициент вытеснения нефти для таких растворов ПАВ также существенно выше. На месторождениях Татарстана "разовая" закачка ПАВ Опробована на 2 очаговой скважине. Предварительные результаты показывают преимущество этой технологии перед долговременным дозированием ПАВ и положительное влияние ее на приемистость очаговых скважин. Влияние "разовых" оторочек на другие показатели разработки пока не оценивалось. Смешивающееся вытеснение нефти На нефтяных месторождениях объединения большая доля промышленных запасов приурочена к слабопроницаемым пластам — алевролитам, разработка которых на режиме растворенного газа малоэффективна, а заводнение в широком масштабе трудно осуществимо, в связи с чем эти запасы практически не срабатываются. Как известно, одним из способов, позволяющих вовлечь такие коллекторы в разработку, является смешивающееся вытеснение нефти в различных его модификациях (растворители, газ, углекислота, чередование газоводяных оторочек и др.). Многочисленными зарубежными и отечественными исследованиями было установлено, что вытеснение нефти с помощью оторочек растворителей, а также периодической закачки газа и воды позволяет повысить нефтеотдачу пластов на 10—20% по сравнению с обычным заводнением. Объединением "Татнефть" с 1960 г. проводятся опытно-промышленные работы по смешивающемуся вытеснению на участках Миннибаевской площади в продуктивных пластах, в которых по первоначальному варианту предполагалось создание оторочки растворителя (из пропан-бутановой фракции), с последующим нагнетанием сухого газа в размере одного
нефтенасыщенного порового объема пласта. Целью проведения этого первого в нашей стране эксперимента являлось изучение технических и технологических особенностей процесса смешивающегося вытеснения в геолого-физических условиях Татарстана и отработка этого метода для извлечения нефти из отдельных малопроницаемых линз и участков, не охваченных заводнением или в которых закачка воды практически не осуществима. Проведение эксперимента позволяло также законсервировать непосредственно в пласте излишки растворителя и газа, оказывающихся в избытке на установках по переработке нефти и газа (особенно в начальной стадии разработки месторождений) и обычно сжигающихся на факелах. Очевидно, что рациональнее было бы закачивать эти избытки в подземные хранилища для возможного последующего их использования. Смешивающееся вытеснение девонской нефти из пластов "а" и "б2" горизонта Д осуществлялось на участке в районе нагнетательной скважины 280, где Средняя проницаемость пластов составляла 47 мдарси, средняя пористость 7%, мощность 4,5 м. Опытный участок представлял собой обращенный неправильный девяти точечный элемент со средней величиной расстояния от нагнетательной скважины до эксплуатационных 86 м. Четыре эксплуатационно-наблюдательные скважины находились на расстоянии примерно 50 м от нагнетательной и образовывали пятиточечный элемент. Общая площадь участка 209 га. На этом участке в слабопроницаемые пласты-алевролиты было закачано 106 тыс. м3 растворителя (газового бензина), первые порции которого были обнаружены через 6 месяцев в соседней скважине. Опыт показал, что из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей нефти и растворителя, последний продвигался к наиболее проницаемым пропласткам. С целью регулирования процесса на пути преимущественного продвижения растворителя, был создан водяной барьер с помощью закачки 23,5 тыс. м3 воды в специальную скважину 2-Н, после чего в 1973 г. начали закачивать газ под повышенным давлением, который довольно быстро по указанным выше причинам прорвался в близлежащую эксплуатационную скважину. Для улучшения показателей разработки этого участка институтом ТатНИПИнефть была предложена чередующаяся закачка газа и воды, причем за каждый цикл должно быть закачано в среднем —3% порового объема пласта отдельно газа и воды. К сожалению, указанная цикличность не была соблюдена из-за отсутствия насосов для закачки воды под высоким давлением. Закачка же одного газа, как показал опыт, нецелесообразна даже в низкопроницаемые пласты вследствие быстрого прорыва. В целом по этому участку было закачано 106 тыс. м3 растворителя, что составляет 9,5% нефтенасыщенного порового объема пластов, 46 тыс. м3 воды, 29,7 млн. м3 сухого газа, или 43, тыс. м3 в пластовых условиях, что составляет 2,7% нефтенасыщенного порового объема пластов. Всего закачано 295,2 тыс. м3 вытесняющих агентов, или 26,4% нефтенасыщенного порового объема пластов. До начала закачки растворителя добыча нефти была сравнительно стабильной, после чего начала расти. Расчеты показывают, что в пределах внутреннего пятиточечного элемента участка, ограниченного наблюдательными скважинами, расположенными на расстоянии 50 м от нагнетательной, в которую было закачано около одного нефтенасыщенного порового объема растворителя, нефтеотдача пластов составила 54%. Это в среднем на 7% выше, чем при обычном заводнении пластов-алевролитов, и в три раза больше, чем при режиме растворенного газа. Себестоимость дополнительно добытой нефти при осуществлении процесса смешивающегося вытеснения определяется, прежде всего, стоимостью самого растворителя, отпускная цена которого достигает 25 руб.т, и затратами на строительство компрессорной станции. Метод является рентабельным при наличии избытков растворителя на ГПЗ или НСУ и может применяться для выработки отдельных участков и линз, расположенных вблизи этих предприятий.
С целью опробования другого вида вытеснения нефти углеводородными растворителями — сухим газом с последующей периодической закачкой воды и газа — на двух опытных участках той же площади в районе скважин 287, 242 с июля 1973 г. производилась закачка газа под повышенным давлением (225 кгс-см2) непосредственно во все вскрытые нефтяные пласты без создания оторочек из растворителей. В период закачки газа пластовое давление повысилось с 19 до 50 кгссм2, дебиты скважин увеличились в среднем в 1,6 раза. Наряду с этим по наиболее проницаемым пластам произошли прорывы газа в ближайшие эксплуатационные скважины. Давление на устье этих скважин достигло 120—140 кгс/см2, что стало опасным для обсадных колонн и устьевого оборудования. Анализ разработки этих участков показал, что наряду с интенсификацией добычи нефти в связи с ранним прорывом газа может резко снизиться конечная нефтеотдача по сравнению с обычным заводнением. Поэтому для повышения коэффициента охвата, а следовательно, и коэффициента нефтеотдачи, уменьшения языкообразования, прорывов газа, регулирования процесса и снижения давления в эксплуатационных скважинах, а также для улучшения технико-экономических показателей разработки было предложено на этих опытных участках перейти на периодическую закачку газа и воды. В 1973—1974 гг. в скважину 287 было -закачано 33 млн. нм3 газа, или же 7,4% от нефтенасыщенного порового объема пласта; в скважину 242 было закачано 7,9 млн. нм3 газа, или 10% от объема пор пласта. Дальнейшая периодическая закачка газа и воды по этим участкам осуществлялась неравномерно, без соблюдения требований технологии, в связи с чем оценка результатов этой технологии весьма затруднена. Применение полимерных загустителей воды Одним из перспективных способов совершенствования заводнения нефтяных месторождений (особенно содержащих нефти повышенной вязкости) является снижение подвижности воды путем добавления к ней высокомолекулярных соединений — водорастворимых полимеров. Механизм действия водорастворимых полимеров на повышение нефтеотдачи пласта достаточно широко освещен, как в зарубежной, так и в отечественной литературе, и заключается в основном в улучшении соотношения подвижности между вытесняющей и вытесняемой жидкостями из-за повышенной по сравнению с водой вязкостью раствора полимера. Кроме того, некоторые полимерные растворы способствуют выравниванию фронта вытеснения, снижая вязкостное языкообразование в наиболее проницаемых зонах и, тем самым, увеличивая охват пласта заводнением. Рекомендуемая оторочка водного раствора полимера составляет около 20% от порового объема пласта, Концентрация полимера в воде (например, полиакриламида) около 0,05% в пересчете на чистый продукт. По данным лабораторных экспериментов, коэффициент нефтеотдачи растворами полимеров может быть увеличен на 10—15% по сравнению с обычным заводнением. В промысловых условиях было получено повышение нефтеотдачи на 7—10%. Дополнительная добыча нефти на 1 т закачанного реагента составляла при этом от 50 до 3000 т. В объединении "Татнефть" с 1973 г. проводятся промысловые исследования полимерного заводнения пластов бобрикойского горизонта. По двум опытным участкам в две очаговые скважины закачано 340 т 7%-ного полиакриламида. Необходимо отметить, что метод полимерного заводнения нефтяных пластов довольно широко применяется на месторождениях США и Канады и считается одним из наиболее эффективных. Применение его ограничивается, прежде всего, дефицитностью и высокой стоимостью реагента. Недостатком этого способа является снижение во времени темпа добычи нефти, трудности приготовления и дозирования наиболее доступного на сегодняшний день полимера полиакриламида, сравнительно высокая его стоимость и дефицитность.
Опытно-промышленные испытания тринатрийфосфата Лабораторными исследованиями, проведенными в институте ТатНИПИнефть на линейных несцементированных пористых средах в условиях приближенного динамического подобия, показано, что при вытеснении нефти водой с оторочкой 0,1 —1,0%-ного раствора ТНФ средняя величина коэффициента безводного вытеснения по 9 опытам составляет 0,64, конечного — 0,76. Аналогичные опытов по вытеснению нефти обычной водой дали среднюю величину коэффициента безводного вытеснения 0,53, конечного — 0,66. Еще лучшие результаты даст применение малообъемных концентрированных (5—15%) оторочек ТНФ. В данном случае средняя величина коэффициента безводного вытеснения по 9 опытам составила 0,70, конечного — 0,78. Оценка влияния 1%-ного раствора ТНФ на коэффициент вытеснения с помощью центрифугирования средний коэффициент вытеснения для терригенных и карбонатных образцов пород с близкими значениями содержания остаточной воды оказался равным соответственно 59,5 и 63,6%, что на 5,8 и 9,5% больше по сравнению с коэффициентом вытеснения пресной водой. Повышенные по сравнению с обычной водой нефтвымывающие свойства ТНФ обусловлены тем, что последний является хорошим смачивателем. Лабораторными исследованиями показано, что смешивание раствора ТНФ как с пресной, так и с пластовой водой приводит к резкому увеличению косинуса угла смачивания, при содержании в воде 1% ТНФ он становится равен единице. Другим фактором, объясняющим улучшенные нефтевымывающие свойства этого реагента, является то, что нефть неиндеферентна к растворам ТНФ. В частности, исследованиями показано, что растворы ТНФ обладают весьма заметной поверхностной активностью на границе с нефтью. Если на границе с неполярным керосином относительное межфазное натяжение при концентрациях ТНФ 8—6% составляет 0,8, то эта величина, замеренная на границе с нефтью, равна 0,1. Повышенная смачивающая способность и поверхностная активность растворов ТНФ приводят к улучшению капиллярной пропитки нефтенасыщенных пористых вред — капиллярное вытеснение нефти за счет доотмыва остаточной нефти из предварительно обводненных пористых сред 0,5 и 1,0%-ными растворами ТНФ привело к абсолютному приросту коэффициента вытеснения соответственно на 23,7 и 1,5%; относительная величина прироста нефтеотдачи составила 36% от остаточной нефти. Следующей причиной повышенных нефтевымывающих свойств ТНФ может быть образование на фронте вытеснения практически нерастворимого высокодисперсного фосфата кальция и магния при смешении с погребенной и закачиваемой водой. Кристаллики этих солей закупоривают поры, промытые водой, увеличивая гидравлическое сопротивление и локальную эффектную вязкость воды и направляя, тем самым, воду в поры, заполненные нефтью. Иными словами, здесь играет роль селективная внутрипоровая кольматация, вследствие чего должен увеличиваться микро- и макроохват порового пространства вытеснением. Расчеты, проведенные на основании лабораторных данных, показали, что 1 т закачанного в пласт ТНФ позволит дополнительно добыть 100 т нефти. Для оценки промысловой эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов в районе скважины 8 (горизонт До) в августе — октябре 1967 года была создана оторочка 0,44%-ного раствора из 102 т ТНФ. Вода от закачки в очаговую скважину 8 появилась в эксплуатационной скважине 7 в 1969 году. При этом в качестве трассирующего параметра было принято содержание фосфат-иона в попутной воде. Появление воды дало возможность предварительно оценить влияние ТНФ на показатели разработки опытного участка за безводный период. Анализ влияния оторочки тринатрийфосфата на показатели вытеснения показал, что при закачке раствора ТНФ приведенная безводная добыча нефти оказалась равной 24,9%, тогда как по пяти контрольным
участкам примерно с такими же геолого-физическими условиями и параметрами пластов этот показатель оказался равным в среднем 0,6%, Приведенная добыча с опытного участка, подсчитанная при 20%-ной обводненности добиваемой продукции, оказалось на 4,5% больше, чем по контрольным участкам при той же обводненности. Положительные факторы воздействия ТНФ на показатели разработки опытных участков можно дополнить состоянием разработки опытного участка бобриковского горизонта в районе скважины 222, где около двух лет назад была создана оторочка ТНФ, На сегодняшний в окружающих эксплуатационных скважинах не погявилась еще закачанная вода, тогда как характерным явлением при разработке бобриковского горизонта при приемистости нагнетательных скважин свыше 1000 м3сут является быстрый, прорыв закачиваемой воды в ближайшие эксплуатационные скважины. На 23 опытных участках, расположенных в различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений Татарстана, закачано в общей сложности 3650 т ТНФ. Конкретно говорить о влиянии раствора ТНФ на изменение коэффициента нефтеотдачи, этих участков рока рано, поскольку эксплуатационные скважины дают водную нефть или процент воды (пластовой) находится на том же уровне, что и в начале закачки ТНФ. Предварительные данные показывают высокую технико-экономическую эффективность процесса. Необходимо отметить, что, несмотря на положительные результаты опробования ТНФ для повышения нефтеотдачи пластов, широкое применение его в ближайшее время вряд ли будет иметь место в связи с ограниченными ресурсами его и широким использованием в других отраслях народного хозяйства. Закачка технологических сточных вод Сточные воды нефтепромыслов представляют собой смесь высокоминерализованной попутной воды, добытой вместе с нефтью, и пресной воды, использованной в процессе подготовки нефти на установках УКПН и ТХУ. По химическому составу эти воды относятся к водам хлоркальциевого типа с общей минерализацией от 50 до 270 гл и плотностью 1,04—1,18. Температура сточных вод после очистки составляет в среднем 25° С, содержание мехпримесей— до 60 мгл, ПАВ — 30 мгл. Указанные состав и свойства сточных вод могут благоприятствовать лучшему вытеснению нефти из пластов и поэтому закачка этих вод в продуктивные нефтяные пласты, наряду с решением проблемы их утилизации, может способствовать также более полному вытеснению нефти из пористых сред. В 1976 г. в объединении "Татнефть" 77% сточных вод было закачано после соответствующей очистки в продуктивные пласты, остальное количество - в вышележащие поглощающие горизонты. Программой работ по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов предусмотрено обеспечить в объединении "Татнефть" использование 100% нефтепромысловых сточных вод для поддержания пластового давления. На основании имеющегося опыта можно утверждать, что вытеснение нефти сточными водами приводит к увеличению нефтеотдачи. Так, результаты опытов института БашНИПИнефть по определению коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пород показали, что промышленные сточные воды обладают такими же вытесняющими свойствами, как и пресные, и в некоторых случаях коэффициент вытеснения сточных вод больше, чем пресных. Очевидно, степень эффективности сточных вод, как вытесняющего агента, будет различна в зависимости от конкретных физико-химических свойств сточных вод и вытесняемой нефти. В институте ТатНИПИнефть были проделаны исследования по оценке влияния сточных вод, получаемых на промыслах объединения "Татнефть", на вытеснение нефти из пористых сред. Определение коэффициента вытеснения проводили по известной методике. Длина образцов несцементированных пористых сред составляла 148—156 см, моделью сточных вод служила пластовая девонская вода В качестве модели нефти использовали смесь девонской нефти и
керосина в соотношении 1:1. Вытеснение проводили до 96—99% обводненности сточными водами, отобранными на Карабашской, Миннибаевской, Павловской УКПН и Якеевском ТХУ. По данным опытов, средняя величина коэффициента безводного вытеснения нефти сточными водами составляет 0,5, средняя величина коэффициента конечного вытеснения — 0,73. Аналогичные опыты по вытеснению нефти пресными водами по данным опытов дали среднюю величину безводного коэффициента вытеснения 0,53 и конечного — 0,66. При оценке погрешности дисперсии величин конечное вытеснение нефти пресной и нефтепромысловой сточной водами равно 0,66±0,002 и 0,73± ±0,0033 соответственно, различие средних величин при этом значимо и не случайно. Таким образом, можно утверждать, что вытеснение нефти сточными водами увеличивает конечный коэффициент вытеснения нефти на 7% по сравнению с пресной водой, при этом величина безводного коэффициента вытеснения изменяется незначительно. Применение циклического заводнения Метод циклического заводнения нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу и темпы извлечения нефти при уменьшении количества прокачиваемой через пористую среду воды. Использование этого метода наиболее эффективно при разработке неоднородных продуктивных пластов, имеющих слои с различной проницаемостью. При обычном (стационарном) процессе участки, имеющие меньшую проницаемость или находящиеся в зонах с малыми градиентами давления, остаются, как правило, нефтенасыщенными Дальнейшее вытеснение нефти из этих слоев связано с большими расходами воды, движущейся параллельно по уже обводненным слоям. В результате поступления больших количеств воды в эксплуатационные скважины значительно увеличивается обводненность добываемой жидкости и расходы на закачку воды и подготовку нефти. Для многих участков добыча нефти в этих условиях становится нерентабельной даже при наличии больших запасов нефти в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях. Циклический метод заводнения заключается в попеременном увеличении и уменьшении темпа закачки воды через нагнетательные скважины. Создающиеся при этом изменения давления в пласте вследствие различной пьезопроводности проницаемых и малопроницаемых слоев быстрее распространяются по слоям с большей проницаемостью. Таким образом, между обводненными высокопроницаемыми слоями и необводненными менее проницаемыми слоями создается разность давления, что приводит к перегонам жидкости между слоями. Вследствие перетоков разница нефтенасыщенности обводненных и необводненных слоев уменьшается, и нефть, поступающая из нефтенасыщенных в обводненные слои, потоком воды выносится к забоям эксплуатационных скважин.
На главную cтраницу
Обзор технологий крепления и ремонта крепи скважин КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН Основные цели крепления скважин: - создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспортирования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении; - герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга; - укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами; - защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями. Наиболее распространенным способом крепления скважин и разобщения проницаемых горизонтов является спуск колонн, составленных из специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, а также для предотвращения газонефтепроявлений из горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности используют также пакеры. Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола. Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина, диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования. Конструкция должна обеспечить: а) долговечность скважины как технического сооружения; б) надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых; в) минимум затрат на единицу добываемой продукции; г) возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, освоения скважин, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения. Особое значение при этом приобретает надежное разобщение пластов при цементировании скважин, так как от успешного решения этой задачи зависят сохранение коллекторских свойств пласта, длительность безводной эксплуатации объектов, повышение суммарного объема добычи нефти за более короткий период, сокращение затрат на ремонт скважин и др. Современные способы разобщения пластов во многих случаях осуществляются в осложненных условиях скважин и не обеспечивают качественного завершения работ, что приводит к возникновению нефтегазоводопроявлений, межпластовым перетокам флюидов, поглощению тампонажного раствора и другим осложнениям. Возникновение осложнений - следствие как недостаточной изученности ряда факторов, определяющих формирование и долговечность герметичного цементного кольца в заколонном пространстве, так и пренебрежения известными рекомендациями. Для обеспечения герметичности заколонного пространства требуется полное вытеснение бурового раствора цементным, создание плотного его контакта с глинистой коркой, стенкой ствола и обсадной колонной, сохранение свойств цементного камня в течение всего периода эксплуатации скважины.
КРЕПЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Цементирование направления считается качественным, если после установленного времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и разбуривания цементного стакана, не отмечено проявление за ним скважинной жидкости. Качество цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны определяется геофизическими методами. При недоподъеме тампонажного раствора за кондуктором до дневной поверхности повторное цементирование произвести до вскрытия продуктивных пластов. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ 1. Конструкция скважины должна обеспечивать: o безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; o получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; o максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов; o применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов; o охрану недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими заколонных пространств, а также изоляции флюид содержащих горизонтов друг от друга и дневной поверхности; o максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. 2. Количество обсадных колонн выбирается построением совмещенного графика изменений пластового давления, давления гидроразрыва пласта и гидростатического давления столба промывочной жидкости, построенного на основании исходных данных в координатах глубинаэквивалент градиента давлений. 3. Глубина спуска колонн определяется фактической альтитудой устья скважины: для направления - с учетом устойчивости пород верхней части разреза; промежуточного кондуктора - с учетом глубины залегания карстовых отложений; кондуктора - с учетом кровли артинских отложений; промежуточной колонны - для решения специальных задач, в т.ч. изоляции осложнений; эксплуатационной колонны - способами заканчивания и эксплуатации скважины. 4. При выборе вида обсадной колонны в сложных геологических условиях рекомендуется применять сплошные колонны. Допускается применение потайной колонны и хвостовика с надежной их подвеской к стенке ствола или предыдущей колонне. 5. Для перекрытия зон газо и водопроявлений допускается увеличение глубины спуска кондуктора до перекрытия подошвы осложненного горизонта или установить промежуточную колонну. 6. Для ликвидации тяжелых локальных осложнений рекомендуется применять потайную колонну не имеющую связи с другими обсадными колоннами. 7. Необходимая разность диаметров - просветность между стенками скважины и муфтами обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. 8. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружного и внутреннего давления при полном замещении продавочной жидкости и пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадии строительства и эксплуатации скважины на основании действующих инструкций. 9. Прочность промежуточной колонны и установленного противовыбросового оборудования
должна обеспечить: o герметизацию устья скважины в случае газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации; o противодействие давлению гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности; o противодействие максимальным сминающим нагрузкам в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести. 10. Конструкция скважин должна предусматривать по возможности спуск обсадных колонн в один прием, а цементирование в зависимости от условий - в один, два и более приемов. Спуск обсадных колонн секциями запрещается, если такой спуск не вызывается технологической необходимостью. 11. Высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами при цементировании в один из несколько приемов должны выбираться с учетом выполнения следующих требований: o направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании и эксплуатационных колонн цементируются на всю длину; o не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами, кроме как при перекрытии направлением, кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство от устья до кровли поглощающего пласта и разрывом сплошности цементного камня на величину интервала поглощающего пласта ±10 метров. 12. Конструкция устья скважины и колонны головок должна обеспечивать: o подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны труб на противовыбросовом оборудовании; o контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами; o возможность аварийного глушения скважины. 13. Рекомендуемая конструкция скважин для пойменных участков и водоразделов, разработанная в соответствии с требованиями действующих нормативных документов в области строительства и эксплуатации скважин, охраны природы и недр, изоляции питьевых вод и защиты крепи от коррозии. 14. Для нагнетательных скважин варианты конструкций эксплуатационной колонны в зависимости от максимального давления, нагнетания на устье и разрабатываемого пласта, а также с учетом возможного проявления горного давления в интервале залегания кыновских глин при разработке пластов До и Д,. ТЕХНОЛОГИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕПРОНИЦАЕМОГО ЭКРАНА В ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЕ КОЛЛЕКТОРА 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Остаточные или незначительные по интенсивности естественные поглощения бурового раствора или водонефтегазопроявления в необсаженном стволе вызывают существенные осложнения при углублении забоя и креплении скважин. При цементировании колонн традиционными способами, вследствие повышенных значений давления на пласт, свойства коллектора в приствольной зоне, сохраненные при первичном
вскрытии, могут ухудшиться. 1.2. Традиционные способы доизоляции зон поглощения бурового раствора или проявления флюидов требуют для осуществления значительных затрат времени и средств и, частично, неэффективны. Способы сохранения коллекторских свойств вскрытых бурением пластов связаны с необходимостью спуска обсадных колонн, в т.ч. из экспондируемых (гофрированных) труб, что требует существенных дополнительных затрат времени и средств. 1.3. Для управления указанными процессами оптимальным является прокачивание через спущенную в скважину колонну бурильных или обсадных труб модифицированного цементного раствора, формирующего на проницаемых стенках скважины тонкую твердеющую цементную корку, т.е. непроницаемый экран. 1.4. Вследствие исключения первого из трех необходимых и достаточных условий формирования (фильтр, дисперсная система и перепад давления на фильтре) фильтрационная корка на доизолированных участках ствола не будет формироваться. Следовательно, уменьшится вероятность осложнений (сальникообразования на муфтах труб, явления поршневания с поступлением пластовых флюидов в скважину при подъеме колонны и гидроразрыва пласта при спуске), а также других осложнений и аварии, обуславливаемых этими факторами. 1.5. После осуществления технологии, при дальнейшем углублении забоя или цементировании колонн вследствие формирования в приствольной зоне коллектора непроницаемого экрана, ухудшение коллекторских свойств пласта, в т.ч. вскрытых при режиме депрессии на пласт, не происходит. 1.6. Сохраненность свойств коллектора, вскрытого бурением в режиме депрессии или равновесия, может быть достигнута и путем установки цементного моста с использованием модифицированного цементного раствора (МЦР), формирующего безусадочный непроницаемый камень. 2. ОБЛАСТЬ И ЦЕЛИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ 2.1. Технология предназначена для использования при строительстве любой категории (по назначению и по глубине, включая 2500 м) скважин с целью гидроизоляции проницаемых участков ствола (ГИЛУС). 2.2. Технология осуществляется в период замены естественной водной суспензии (ЕВС) на буровой глинистый (полимерный, засолоненный или любой другой) раствор. 2.3. Технология может быть также осуществления целенаправленным спуском в скважину бурильной колонны с открытым концом или путем установки в необходимом интервале глубин цементного моста. 3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ 3.1. Технология ГИПУС осуществляется с использованием серийной техники (ЦА-320М и СМН-20), портландцемента тампонажного (ГОСТ 1581-91, поливинилацетатного реагента, например ПВСВШ (ТУ 6-05-05-190-87) и, например солевой смеси (ТУ 04698227-01-93). 3.2. Интенсификация растворения реагента ПВА, осуществляется путем включения в выкидную линию ЦА-320М гидроструйного диспергатора, например струйного диспергатора вставного (ДВ). 3.3. Для подавления ценообразования в воду затворения цемента необходимо ввести пеногаситель, например дизтопливо из расчета 0,5 литра на 1 м3 поды. 4. СПОСОБЫ И ПОРЯДОК ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ 4.1. Технология осуществляется одним из следующих трех способов: - закачивание модифицированного цементного раствора (МЦР) в бурильную колонну и продавливание его на дневную поверхность (ГИПУС-1); - закачивание МЦР в цементируемую колонну и оставление его в заколонном пространстве, как
твердеющее вяжущее (ГИПУС-2); - установка моста из МЦР с последующим его разбуриванием (ГИПУС-3). 4.2. При осуществлении технологии ГИПУС-1 и ГИПУС-2 МЦР должен находиться в соприкосновении с доизолируемым объектом в течении 3-4 минут, т.к. процесс формирования непроницаемой корки длится 2-3 минуты. 4.3. Ответственный специалист - руководитель знакомит исполнителей работ особенностями технологии и целями его проведения. 4.4. Порядок приготовления жидкости затворения (ЖЗ) цемента. 4.4.1. В мерную емкость ЦА-320М набирают техническую воду в объеме на 0,5-1,0 м3 меньше необходимого, которая добирается до полного объема после растворения реагентов. 4.4.2. В период циркуляции ЖЦ по схеме чанок-поршневой насос-чанок в отсек чанка, куда направлена струя, вводят небольшими порциями реагент ПВА. После полного растворения реагента жидкость перекачивают в мерную емкость. Эту операцию повторяют до полного расходования реагента. 4.4.3. По этой же схеме растворяют другие реагенты (соли). 4.5. Открытый конец бурильных труб (ОКБТ) спускают в скважину из расчета обеспечения прокачивания МЦР по всей длине ствола. Для расхаживания или вращения инструмента в период осуществления технологии к муфте последней трубы присоединяют квадрат (ведущую трубу). 4.6. Порядок осуществления технологии ГИПУС-1. 4.6.1. Приготавливают (в случае заполнения скважины глинистым раствором) и закачивают в бурильную колонну буферную жидкость (в объеме не менее 6 м3), представленную 2%-ным водным раствором триполифосфата натрия. 4.6.2. Приготавливают и закачивают непосредственно после работ по п.п. 4.6.1. МЦР с плотностью не менее 1700 кг/м3. При этом взятие пробы ЦР обязательно. 4.6.3. Продавливают МЦР по необсаженному заколонному пространству на пониженной скорости работы ЦА-320М. При движении МЦР в колонне и в обсаженном кондуктором у час пес скорость потока жидкости может быть увеличена до максимально возможной величины. 4.6.4. Выходящую из скважины буферную жидкость и МЦР необходимо в накопитель разбуренной породы - земляной амбар. 4.6.5. Ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) не менее 3-х часов, для производства необходимых операций по состоянию пробы (ОЗЦ) может быть увеличено. 4.7. Порядок осуществления технологии ГИПУС-2 такой же, что и технологии ГИПУС-1, только без работ по пунктам 4.6.3. и 4.6.4. 4.8. Порядок осуществления технологии ГИПУС-3. 4.8.1. Ниже выбранного интервала, для осуществления технологии ГИПУС-3, не должны быть неизолированные зоны поглощения. 4.8.2. ОКБТ спускают с перекрытием подошвы зоны установки моста, присоединяют к колонне квадрат и промывают скважину. 4.8.3. Обвязывают цементировочную технику и спрессовывают манифольд. 4.8.4. Приготавливают ЖЗ и МЦР, затем закачивают их в колонну бурильных труб до равновесного состояния. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩАЯ ОХРАНУ ПРЕСНЫХ ВОД ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Обоснованы новые конструкции добывающих и нагнетательных скважин с целью обеспечения
сохранности питьевых вод и предупреждения ухудшения экологической обстановки в регионе. 1.1.1. Конструкции скважин учитывают требования действующих нормативных документов в области строительства и эксплуатации скважин, а также необходимость разобщения водоносных пластов, предупреждения истощения запасов, засолонения или загрязнения питьевых вод. 1.1.2. При решении вопроса охраны пресных вод учтены: геолого-гидрогеологические особенности разреза месторождений, рельеф местности, технологические особенности строительства и эксплуатации скважин. Необходимость учета рельефа местности и геологогидрогеологических условий разреза обусловлены тем, что доплиоценовые врезы и карст приурочены к долинам рек, а родники - к склонам водоразделов. Исходя из этого, пресные воды во всех случаях рекомендуется разобщать спуском 324 мм обсадной колонны (направлением или промежуточным кондуктором). Зоны распространения карста перекрываются 245 мм кондуктором. При кустовом бурении практически все скважины являются наклонно-направленными, а набор зенитного угла осуществляют при бурении под 245 мм кондуктор. Центрирование кондуктора, относительно ствола, при его спуске является обязательным условием, так как в противном случае, при цементировании обсадные трубы будут прилегать к одной стороне ствола и не будет обеспечена герметичность цементного камня. Кондуктор диаметром 245 мм следует оснастить центраторами, типа ЦЦ-4-245. 1.1.3. Пресные подземные воды хозяйственно-питьевого назначения широко распространены: в четвертичных аллювиальных отложениях долин рек, в плиоценовых отложениях погребенных долин, в отложениях татарского яруса в южных районах, в верхнеказанских отложениях (за исключением юга Мелекесской впадины), в нижнеказанских отложениях (за исключением югозападных районов), в уфимских отложениях (восточнее Вятки и бассейна Шешмы, исключая Мензелии-ско-Актанышский район) и в нижнепермских отложениях (Елабуга, Бизяки, Собо-леково и др.). 1.1.4. Нижняя граница питьевых вод не имеет четкой стратиграфической приуроченности. На Бугульминской возвышенности она соответствует подошве казанских отложений и примерно абсолютная отметка - плюс 100 м, на юге Мелекесской впадины проводится по подошве татарских и плиоценовых отложений на абсолютной отметке ниже минус 25 м, в долине реки Камы в районе Елабуги - опускается на 100 м и ниже кровли нижнепермских отложений. 1.1.5. Глубины спуска направления, промежуточного кондуктора, кондуктора определяются геологической и технологической службами бурового предприятия в соответствии с типовыми геологическими разрезами. 1.2. Данная технология направлена на реализацию указанных в п. 1.1. конструкций скважин в верхней части разреза месторождений и включает следующие операции: o определение глубин залегания нижней границы питьевых вод, карста и битумов в пермских отложениях и доплиоценовых врезов с использованием : карты распространения карста, битумов и неогеновых врезов; схематической карты естественной границы пресных и минерализованных вод; схематических типовых профилей по долинам рек и конструкции скважин; o прогнозирование по данным соседних скважин наличия и интервалов глубин залегания зон осложнений (неустойчивые отложения пород и высокопроницаемые пласты); o бурение под направление, промежуточный кондуктор (при необходимости) и кондуктор по технологии, принятой в буровых предприятиях для каждой конкретной площади месторождения, и уточнение прогнозных данных об осложнениях. При этом проводятся профилактические мероприятия по предупреждению осложнений, для чего используется глинистый буровой раствор, струйная обработка проницаемых стенок ствола в процессе вскрытия пластов и др.:
o изоляция зон поглощений бурового раствора с использованием тампонирующих паст или методов намыва инертных наполнителей; o шаблонирование (при необходимости) ствола скважины перед спуском промежуточного или основного кондукторов; o спуск, оснащенного техническими средствами (башмак, центраторы и др.) направления и кондукторов и их цементирование, в т.ч. с использованием модифицированного наполнителем НП-0,25 (сломель) цементного раствора; 1.3. При осуществлении технологии кроме обеспечения условий успешного бурения скважин решаются следующие задачи: o перекрытие пластов, содержащих питьевые воды, направлением или направлением и промежуточным кондуктором; o перекрытие пластов с развитым карстом в нижнепермских отложениях промежуточным и основным кондуктором; o снижение интенсивности поглощения бурового раствора в процессе вскрытия пластов; o обеспечение подъема цемента за промежуточным кондуктором и кондуктором при первичном цементировании за счет использования цементного раствора с пониженной до 1740 кг/м3 плотностью, а в скважинах с трудно изолируемыми зонами поглощения бурового раствора цементированием кондукторов в два приема (нижнюю часть - прямым способом, верхнюю обратным). ТЕХНОЛОГИЯ ПО ПЕРВИЧНОМУ ВСКРЫТИЮ И УКРЕПЛЕНИЮ ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. При множестве отличий одного от другого типа, общим для глин являются, в частности, гидрофильность поверхности частиц и потеря формы при воздействии на них водой. Такие свойства глин при строительстве скважин обуславливают гидратационное разрушение стенок ствола в глинистых отложениях и образование каверн. В кавернах скорость восходящего потока бурового рас тора уменьшается и частицы горных пород выносятся из каверн не полностью, а при остановке циркуляции, оседают на забой. Появившиеся осложнения в виде проработки ствола, посадки и згияжки инструмента и др. приводят к дополнительным затратам времени и средств на их ликвидацию и чреваты авариями. 1.2. Для управления этим процессом при строительстве скважин глинистые отложения вскрывают с использованием структурированных буровых растворов или цементируют каверны. При этом удорожается стоимость мепра проходки. Кроме того, в первом случае в сравнении с использованием естественной водной суспензии (ЕВС), ухудшаются показатели работы долота. 1.3. Одним из способов подавления гидратационной активности глин является гидрофобизация стенок ствола, сложенных глинистыми породами. 1.4. Исследованиями установлено, что активные ПАВ, к категории которых относится и флокулянт ВПК-402 подавляет Дотационное разрушение глин и обеспечивает сохранность фильтрационных свойств нефтеносных пластов. 1.5. Укрепление глинистых отложений основана на подавлении флотационной активности глин обработкой вскрываемых или вскрытых бурением глинистых отложений в приствольной зоне скважины водным раствором четвертичных аминов, в частности водорастворимого полиэлектролита катионного (ВПК-402). 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2.1. Технология предназначена для первичного вскрытия глинистых пород разреза и нефтеносных пластов включая отложения карбона, а также малиновско-сарайлинской толщи на
месторождениях Прикамья с заменой через 24 часа водного раствора ВПК-402 на глинистый раствор. 2.2. При первичном вскрытии нефтеносных пластов с повышенными значениями пластового давления обработанная ВПК-402 естественная водная суспензия подлежит утяжелению хлоридами натрия или кальция. 2.3. При вскрытии глинистых отложений с применением необработанной ВПК-402 ВВС, для укрепления стенок скважины необходима установка ванны из водного раствора четвертичных аминов на период подъема и следующего спуска бурильной колонны. 3. ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ И РЕЦЕПТУРА БУРОВОГО РАСТВОРА 3.1. Технология осуществляется с использованием серийного бурового оборудования и цементировочной техники. 3.2. В качестве гидрофобизации глин рекомендуется использовать четвертичные амины, в частности водорастворимый полиэлектролит катионный (ВПК-402), изготавливаемый отечественной промышленностью как флокуляит для очистки сточных вод. 3.3. Реагент ВПК-402 является высокомолекулярным соединением, линейно-циклической структуры, получаемый полимеризацией манометра диметилдиаминаммоний хлорида. ВПК-402, от бесцветной до желтого цвета, однородная по консистенции жидкость без посторонних включений. Используется в качестве флокулянта для интенсификации процессов очистки сточных вод в нефтеперерабытывающей промышленности, очистки растворов антибиотиков в медицинской промышленности и в других отраслях народного хозяйства. 3.4. ВПК-402 неограниченно растворяется в воде, низших спиртах, растворах кислот и щелочей, водородный показатель рН - 3...5. Не горюч, невзрывоопасен, малотоксичен и не имеет неприятного запаха. 3.5. Поставляют ВПК-402 в полиэтиленовых (до 50 литров) канистрах, стальных (до 200 литров) бочках или железнодорожных цистернах. Применение ВПК-402 в нефтяной промышленности не требует дополнительного согласования в горном округе. 3.6. Оптимальная концентрация ВПК-402 в технической, пластовой или засолоненной воде: не менее 0,5% по массе от объема жидкости. 3.7. Для утяжеления водного раствора ВПК-402 рекомендуется пользовать хлористый натрий, хлористый кальций или их смесь - ХКП (хлор-кальций, натрий). 3.8. Для повышения вязкости, следовательно, выносящей способности водного раствора ВПК-402, рекомендуется использовать крахмал, карбоксиметилкрахмал (КМК) или согласованный к применению в нефтяной промышленности, другой загуститель. 4. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ 4.1. Для первичного вскрытия глинистых отложений на буровую завозят реагент ВПК-402 из расчета получения водного раствора 0,5%-ной концентрации. 4.2. Не доходя до кровли глинистого пласта 15-20 м, в циркулирующий через скважину ЕВС с помощью цементировочного агрегата или через осреднительную емкость вводят реагент ВПК-402. 4.3. Для поддержания необходимой концентрации в раствор ЕВС реагент вводят дополнительно перед началом каждого долбления. 4.4. Плотность используемого ВПК-402 должна быть в пределах 1140-1150 Для установки ванн используют водный раствор, содержащий ВПК-402 не менее 0,5% по массе от объема раствора. ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ В НЕОБСАЖЕННОМ СТВОЛЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
Предупреждение формирования на проницаемых стенках скважины толстой фильтрационной глинистой корки путем закупоривания пор коллектора в приствольной зоне является одним из методов повышения качества крепления скважин и надежности разобщения пластов. 1 .ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Технология изоляции водоносного пласта основана на взаимодействии жидкого стекла, содержащегося в составе СКР, с солями щелочноземельных металлов. 1.2. При взаимодействии СКР с солями, содержащимися в горных породах, жидкой фазе бурового и цементного растворов, в пластовых и закачиваемых водах, незамедлительно образуются трудно растворимые соли, которые, осаждаясь в порах пород или глинистой корке, снижают их проницаемость. На непроницаемых стенках скважины фильтрационная корка не формируется. 1.3. При взаимодействии СКР на глинистую корку происходит упрочнение ее структуры и снижение степени набухания глин. 1.4. С целью замедления процесса образования трудно растворимых соединений в состав СКР вводится карбоксиметилцеллюлоза или модифицированная метилцеллюлоза. 1.5. От воздействия силикатно-крепящего раствора на корку сопротивление контактных зон гидропрорыву системы проницаемая порода-глинистая корка-цементный камень повышается в несколько раз. 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2.1. Первая технология предназначена для снижения степени набухания глинистых частиц и упрочнения структуры фильтрационной корки, а также для закупоривания каналов в ней продуктами реакции СКР. Вторая - для закупоривания пор в прискважинной зоне коллектора и предупреждения формирования фильтрационной корки после замены скважинкой жидкости на глинистый раствор. 2.2. Первая технология применяется в скважинах I, II, III категорий по сложности разобщения пластов, вторая - на скважинах всех категорий. 2.3. Технология с применением СКР-1 осуществляется в скважинах с естественной температурой на забое до +90 °С, а с СКР-2 до +60 °С. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН С ПРЕДВАРИТЕЛЬНО НАПРЯЖЕННОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ ХВОСТОВИКА-ЯКОРЯ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Для предварительного напряжения обсадную колонну заякори ваш г в призабойном участке и подвергают осевому натяжению. Известные способы заякоривания колонны связаны со значительными затратами времени и материальных средств (при установке хвостовика-якоря) или недостаточно надежны (при применении якоря плашечного тина). Настоящая технология крепления скважин является более современной и осуществляется с использованием Устройства для заякоривания и цементирования колонн (УЗЦК). 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2 1. Технология предназначена для повышения качества крепления скважин и предупреждения повреждений крепи скважины в процессе закачивания в пласт теплоносителя. 2.1.1. Предупреждение повреждений крепи достигается путем частичной компенсации тепловых напряжений, возникающих при последующем нагреве зацементированной колонны. 2.1.2. Частичная компенсация тепловых напряжений, возникающих в обсадных трубах при закачивании в пласт теплоносителя происходит за счет натяжения колонны на расчетное осевое усилие, осуществляемого после ее заякоривания.
2.2. Технология применяется в скважинах, предназначенных для теплового воздействия на пласт, обсаживаемых колонной труб с условым диаметром 146 или 168 мм в стволе с диаметром 215,9 мм.24 ТЕХНОЛОГИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НА СТЕНКАХ СКВАЖИНЫ МАЛОПРОНИЦАЕМОЙ БЫСТРОТВЕРДЕЮЩЕЙ КОРКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТА ПВС-24/6 ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ Одним из методов повышения качества изоляции зон поглощения бурового раствора и надежности разобщения пластов продуктивного интервала разреза является гидроизоляция проницаемых стенок скважины путем формирования малопроницаемой быстротвердеющей фильтрационной корки. Технология основана па ограничении фильтрационных процессов в цементном растворе и фильтрационной корке за счет образования в их перовой жидкости уплотненных агрегатов высаженного полимерного студня поливинилового спирта (ПВС). Технология включает операции по приготовлению и закачиванию в бурильную или обсадную колонну моющей буферной жидкости, затем цементного раствора, содержащего ПВС, и прокачиванию их через устье. Разработаны три варианта технологии. Первый - для упрочнения стенок скважины и предупреждения осложнений (затяжек инструмента, прихватов колонн и гидроразрыва пластов), который осуществляется после гидродинамических исследований или изоляции зон поглощения бурового раствора. Второй - для повышения надежности разобщения пластов продуктивного разреза, который осуществляется в скважинах, где продуктивный разрез вскрыт с применением бурового глинистого раствора или технической воды, поверхностно-активным веществом (ПАВ). Третий - для предупреждения ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, вскрытых с применением растворов на нефтяной основе (РНО) и повышения надежности разобщения их при креплении. 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1.1. Технология предназначена для формирования на проницаемых участках ствола скважин малопроницаемой цементной корки с целью: o упрочнения проницаемых стенок и повышения сопротивления их гидроразрыву; o повышения сопротивления гидропрорыву изолированных зон поглощения бурового раствора; o предупреждения отфильтровывания жидкой фазы растворов на водной основе в поры пластов, вскрытых с применением РНО, ухудшающего их коллекторские свойства; o повышения сопротивления гидропрорыву контактных зон цементного кольца с породами и надежности разобщения пластов. 1.2. Технология осуществляется в скважинах с естественной температурой на забое до +100°С при подготовке ствола к креплению (первый вариант) или в процессе цементирования колонны (второй и третий варианты). ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВЫСОКОНАПОРНЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЦЕМЕНТНО-ПОЛИМЕРНЫХ КОМПОЗИЦИЙ. На современном этапе разработки нефтяных месторождений применение различных методов заводнения пластов приводит к увеличению перепада давления между пластами, за счет повышения давления в заводняемых и понижения в разрабатываемых пластах. При этом увеличивается количество прорывов вод в интервале перфорации скважин по наружному цементному камню или контактным зонам камня с породой и колонной.
Поэтому выдвигаются дополнительные, повышенные требования к физико-механическим, изоляционным и другим свойствам тампонажных материалов. Применение цемента в качестве водоизолирующего материала затруднено в связи с рядом недостатков цементного раствора, заключающихся в плохой проникающей способности и малой подвижности в трещинах и порах пласта вследствие полидисперсности и большой водоотдачи. Недостатками гипана являются выход его из пласта в процессе эксплуатации, частичное забивание нефтенасыщенного пласта и высокая вязкость. Технология повышения качества изоляции притока высоконапорных вод в нефтяных скважинах предусматривает применение в качестве водоизолирующего материала цементнополимерного тампонажного раствора (ЦПТР). Добавки к цементному раствору повышают изоляционные и прочностные свойства ЦПТР. Один из компонентов ЦПТР - поливиниловый спирт снижает водоотдачу и формирует гидроизолирующий экран на поверхности контакта без глубинной закупорки коллектора. Смола, отвердитель и пеногаситель способствуют повышению прочности камня, снижению его проницаемости, устойчивости к коррозии и адгезионных свойств. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Технология включает операции по определению приемистости участка изоляции или нарушения герметизации (при необходимости и снижению приемистости путем предварительного намыва наполнителя), приготовлению и закачиванию через насоснокомпрессорные трубы цементно-полимерного тампонажного раствора (ЦПТР) в интервале ремонта. 1.2. Повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ достигается за счет применения ЦПТР, обладающего улучшенными физико-механическими и изоляционными свойствами (повышенная прочность и сопротивление гидропрорыву контактных зон цементного камня, низкая газопроницаемость). 1.2.1. Добавление поливинилового спирта в ЦПТР позволяет формировать гидроизолирующий экран на поверхности пород, который частично нейтрализует перепад давления между пластами, а добавление смолы и отвердителя способствует повышению прочности камня и снижению его проницаемости. 1.3. Технология предназначена для повышения эффективности и качества ремонтноизоляционных работ. 1.4. Технология применяется при изоляции перетоков пластовых вод, восстановления герметичности эксплуатационной колонны и отключении пластов. 2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИИ 2.1. Технология осуществляется с применением серийно выпускаемой цементировочной техники и ЦПТР. 2.2. ЦПТР сохраняет свои свойства при температуре до +75 °С. 2.2.1. Камень из ЦПТР обладает повышенной механической прочностью, низкой проницаемостью, повышенным сопротивлением гидропрорыву контактных зон. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗРАБОТКИ СЛАБОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Анализом результатов разработки залежей, приуроченных к слабопроницаемым терригенным коллекторам горизонтов Д, и Д Миннибаевской и Сармановской площадей Ромашкинского местрождения, при давлении 18-35 МПа установлены факты нарушения эксплуатационной колонны на ряде скважин в интервале залегания кыновских глин. Нарушения эксплуатационной колонны произошли в результате действия не предусмотренных проектами разработки
месторождений и строительства скважин внешних нагрузок, в т.ч. горного давления. 1 .ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Технология осуществляется с применением серийно выпускаемого бурового оборудования и цементировочной техники. 1.2. Технология включает операции: o по подготовке и оценке подготовленности ствола скважины к креплению и по вскрытию продуктивного разреза бурением; o по центрированию обсадной колонны в стволе скважины и обеспечению герметичности резьбовых соединений труб, o по приготовлению и применению тампонажных растворов с улучшенными физикомеханическими свойствами; o по вторичному вскрытию пластов. 1.3. Для разобщения водоносных пластов, приуроченных к верхней части разреза, рекомендуется применять цементные растворы; для разобщения пластов продуктивного разреза с перекрытием их кровли на 50 м - цементно-полимерный тампонажный раствор (ЦПТР). 1.4. Исходя из опыта бурения нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях принимается одноколонная конструкция скважин, включающая направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. Варианты конструкции эксплуатационной колонны в зависимости от максимального давления нагнетания на устье скважины и разрабатываемого пласта; а также с учетом возможного проявления горного давления в интервале залегания кыновских глин при разработке пласта Д. 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2.1. Технология предназначена для обеспечения устойчивости крепи (обсадной колонны и зацементированного заколонного пространства) нагнетательной скважины при разработке нефтяных месторождений в алевролитовых зонах. 2.2. Технология осуществляется в нагнетательных скважинах, пробуренных долотом 215,9 мм, при разработке нефтяных залежей в пластах Д, и Д1 с давлением нагнетания на устье скважины от 18 МПа до 35 МПа. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СТРУЙНОГО НАСОСА-ЭЖЕКТОРА ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Пенную систему (аэрированную жидкость, в т.ч. буферную или тампонажные растворы) получают вовлечением атмосферного воздуха в пенообразующую жидкость, прокачиваемую через струйный насос-эжектор с помощью цементировочного агрегата. 1.3. В процессе эксплуатации в эжекторе происходит преобразование потенциальной энергии пенообразующей жидкости в кинетическую, вовлечение воздуха в пенообразующую жидкость и их смешивание и переход кинетической энергии смеси (пенной системы) в потенциальную энергию. 1.4. Для увеличения коэффициента аэрирования к струйному насосу-эжектору подключают компрессор буровой установки. Допускается использование специальных передвижных компрессорных установок. 1.6. На корпус эжектора ударным способом наносится маркировка, включающая порядковый номер эжектора и дату изготовления (месяц и год). 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2.1. Струйный насос-эжектор (в дальнейшем эжектор ) предназначен для вовлечения воздуха в пенообразующую жидкость и смешения их с помощью цементировочного агрегата и компрессора
буровой установки. 2.2. Эжектор позволяет получать пенную систему с коэффициентом аэрирования до 10 (таблица) за счет изменения производительности цементировочного агрегата и использования сменных насадок различного диаметра. ТЕХНОЛОГИЯ СТРУЙНО-ВИХРЕВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СТЕНКИ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БУРЕНИЯ Энергия струи жидкости расходуется на образование гидравлического волнового поля Последнее способствует плотной упаковке диспергированного в буровом растворе материала в порах и трещинах приствольного участка проницаемого пласта и уменьшению проницаемости среды, следовательно и вероятности формирования фильтрационной глинистой корки на стенках скважин. 1.2. Технология применяется при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири с использованием гидромониторных долот с условным диаметром 215,9 мм. Одним из путей повышения технико-экономических показателей (ТЭП) бурения является применение универсальных наддолотных устройств многоразового использования с боковыми гидромониторными промывочными узлами. Их применение при механическом бурении в компоновке с гидромониторными долотами различного типа открывает возможности для увеличения проходки за рейс, повышения механической скорости бурения, снижения стоимости метра проходки, минимизации числа технологических и геологических осложнений, в т.ч. случаев недоподъема цемента за эксплуатационной колонной до проектного уровня. 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1.1. Технология предназначена для повышения ТЭП бурения за счет улучшения показателей работы долота (увеличения проходки и механической скорости бурения) и сокращения осложнений, связанных бурением и укреплением скважины. Показатели работы долота при использовании технологии улучшаются за счет интенсификации очистки забоя и снижения дифференциального давления на забой, которые достигаются эжектированием восходящего потока бурового раствора. Для эжектирования восходящего потока жидкости в призабойной зоне скважины используется вихреобразователь гидравлический ВОГ-215,9. Сокращение времени осложнений (посадки, затяжки и прихвата колонн, проработка ствола, недоподъем цемента до проектной высоты и т.п.) при бурении и креплении достигается за счет закупоривания пор и трещин проницаемого пласта в приствольном участке и повышения гидродинамической устойчивости ствола. В процессе использования устройств типа ВОГ по назначению, часть кинетической энергии образующихся высоконапорных струй, после их встречи ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ Изоляция зон поглощения бурового раствора в настоящее время связана с остановкой процесса бурения на период проведения гидродинамических исследований зон поглощения, их изоляции путем намыва инертного наполнителя, цементированием или установкой перекрывателей. Данная технология предусматривает изоляцию зон поглощения непосредственно в процессе механического бурения путем закупоривания пор и трещин поглощающего пласта диспергированными в буровом растворе твердыми частицами и использованием гидродинамического воздействия на поглощающие пласты при производстве спуско-подъемных операций. Эффективность изоляции пласта усиливается в результате гидроструйной обработки ствола скважины с помощью наддолотного переводника-вихреобразователя гидравлического
типа ВОГ-215,9. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. При бурении скважины из-под кондуктора встречаются зоны поглощения бурового раствора в сакмаро-артинских отложениях (верхний комплекс поглощающих пластов), намюро-серпуховскоокских отложениях (средний комплекс) и фамено-франских отложениях (нижний комплекс). 1.2. Интенсивность поглощения бурового раствора оценивают по данным гидродинамических исследований. 1.3. Гидродинамические исследования осуществляют после полною вскрытия зоны поглощения путем закачивания технической воды в бурильную колонну при герметизированном заколонном пространстве. 1.4. По коэффициенту приемистости выделяют зоны с малой, средней и высокой интенсивностью поглощения. 1.5. При использовании данной технологии независимо от интенсивности поглощения закупоривание пор и трещин поглощающего пласта происходит в процессе его вскрытия. В зонах с малой и средней приемистостью практически исключается необходимость проведения дополнительных изоляционных работ. В зонах с высокой приемистостью интенсивность поглощения уменьшается. 2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 2.1. Технология предназначена для изоляции зон поглощения бурового раствора с малой и средней интенсивностью и снижения степени поглощения в пластах с высокой интенсивностью. 2.2.Технология применяется при вскрытии поглощающих и водопроявляющих пластов с прогнозированным коэффициентом приемистости более 1,0 м3/(чМпа-10). 2.3. Зоны поглощения с прогнозируемым коэффициентом приемистости С - 5 м3/(чМпа-10) рекомендуется вскрывать с промывкой скважины глинистым растворов, в т.ч. обработанным наполнителями и загустителями. ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ МОДИФИЦИРОВАННОГО ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА На отдельных участках месторождений бурение в верхнепермских отложениях сопровождается различными видами осложнений (поглощение бурового раствора, осыпание пород со стенок скважин, проработка ствола, прихваты бурильной колонны и др.), которые обусловливают дополнительные материальные и трудовые затраты для обеспечения условий успешного строительства и эксплуатации скважин при одновременном выполнении требований охраны недр. Настоящая технология предусматривает выполнение указанных задач с наименьшими затратами времени и средств и включает следующие мероприятия: - использование двухколонной конструкции скважин, включающей направление, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонну на пойменных участках местности (альтитуда менее 120 м) с развитым карстом в верхнепермских отложениях; - использование в качестве промывочной жидкости глинистого бурового раствора при вскрытии вероятных зон залегания неустойчивых отложений пород (несцементированные песчаники, гранулярные отложения, плывуны и др.) и свеже приготавливаемой суспензии бентонитового порошка (СБП) при вскрытии вероятных зон поглощений бурового раствора; - струйную обработку ствола скважины в процессе вскрытия вероятных зон поглощения бурового раствора с использованием наддолотного переводника-струеобразователя гидравлического типа СОГ-295,3; - использование для цементирования 245 мм кондуктора и промежуточной колонны цементного
раствора с пониженной плотностью. 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1.1. Технология предназначена для повышения качества разобщения пластов в интервале залегания верхнепермских отложений при строительстве скважин на месторождениях Татарстана. 1.2. Технология используется при строительстве скважин в гидрогеологически осложненных участках месторождений и включает следующие операции: - перекрытие интервалов разреза с развитым карстом 324 мм кондуктором при прогнозном коэффициенте интенсивности поглощения С= 30 м3/час / МПа и кровли артинских отложений 245 мм промежуточной колонной; - струйную обработку ствола в процессе вскрытия зон поглощения бурового раствора на участках с С, от 15 м3/час / МПа до 45 м3/час / МПа; - использование модифицированного сломелью цементного раствора при цементировании 245 мм кондуктора и промежуточной колонны с 30 м /час / МПа. ТЕХНОЛОГИЯ ПО ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ В настоящее время отходы строительства скважин, как правило, подвергают захоронение на месте бурения в земляных амбарах или вблизи них без очистки и обезвреживания, что часто приводит к загрязнению окружающей среды. Для предотвращения распространения экологически вредных веществ в биосфере твердые и жидкие буровые отходы подвергают обезвреживанию и утилизации или безопасному захоронению. К безопасным и сравнительно недорогим способам захоронения отходов относится их закачка в зоны катастрофического поглощения, расположенные в глубоко залегающих пластах нижнего карбона и нижнего девона. При этом может быть достигнута изоляция зон поглощения. 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1.1. Гидравлический элеватор предназначен для отмыва или транспортирования шлама в виде шламовой суспензии через гибкие рукава или металлические трубы из шламового амбара, например, в зону поглощения бурящейся скважины, в результате чего может быть достигнута изоляция зоны поглощения. 1.2. Гидравлический элеватор применяется при бурении скважин на месторождениях Татарстана. РЕМОНТ КРЕПИ СКВАЖИН Предварительная операция - исследование скважины. Исследование скважин при планировании и осуществлении ремонта крепи выполняют в целях: - выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними; - изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола; - контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков; - оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом. Исследования проводят технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов выбирают исходя из цели ремонта и состояния скважины, после тщательного изучения особенностей её строительства и процесса эксплуатации. Глубину или интервал расположения нарушения колонны определяют методами расходометрии, резистивиметрии, термометрии. Если колонна имеет несколько нарушений с различной пропускной способностью, все нарушения указанными методами могут не выделиться. Поэтому после исследований интервал колонны над верхним нарушением необходимо проверить на
герметичность, а нижние предполагаемые интервалы негерметичности отключить путем установки песчаной или цементной пробок или пакера. После изоляционных работ исследования следует повторить. При незначительных приемистости и притоке через нарушение, когда негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке, глубину дефекта можно определить поинтервальной опрессовкой колонны вязкой жидкостью или сжатым газом. Последний метод применяют, когда в процессе эксплуатации наблюдаются межколонные газопроявления на устье скважины. Исследования перетоков за кондуктором или промежуточной колонной выполняют снятием термограмм по внутреннему пространству эксплуатационной колонны либо кольцевому зазору между эксплуатационной колонной и кондуктором (промежуточной колонной). Перед исследованием скважину заполняют жидкостью до устья в стволе и кольцевом пространстве между колонной и кондуктором (промежуточной колонной) и оставляют в покое на 48 часов. Для оценки возможности и целесообразности повторного тампонирования обсадной .колонны методом обратного цементирования и определения необходимого объема тампонажного раствора проводят термометрию с закачкой жидкости в кольцевое пространство с устья Исследованиями могут быть выявлены: - глубина, до которой наблюдается движение жидкости за колонной и кондуктором (промежуточной колонной); - интервалы поглощения закачиваемой жидкости; - нарушение в кондукторе (промежуточной колонне) и глубина нарушения. Для уточнения температурных условий в заданной зоне ствола скважины перед РИР в НКТ через лубрикатор спускают электротермометр. Выполняют замер температуры на заданной глубине. Затем, закачивая промывочную жидкость, имитируют планируемый процесс тампонажа, регистрируя изменение температуры. После прокачивания жидкости, не перемещая прибор из заданной зоны, выполняют запись восстановления температуры ствола во времени. Данные исследования используют при подборе композиций тампонажных растворов, резко реагирующих на изменение температуры, и для определения сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин. ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН Основным методом ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства является тампонирование под давлением. Способ тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции, которая должна составлять не более 75% от срока загустевания используемой тампонирующей смеси. Способ применяется при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивании цементного кольца за ними, а также при тампонировании каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузку колонны от избыточного давления после эадавливания тампонирующей смеси. Применение способа допускается как в заполняющихся, так и в незаполняющихся скважинах. Операции: Приготовить тампонирующую смесь. Закачать тампонирующую смесь в обсадную колонну. Необходимость применения разделительных пробок и пачек буферных жидкостей установить в зависимости от характера взаимодействия промывочной жидкости и используемой
тампонирующей смеси. Закачать расчетный объем продавочной жидкости. Задавить тампонирующую смесь в изолируемую зону при давлении, не превышающем величины, регламентированной для опрессовки колонны. Оставить скважину в покое на период ОЗЦ под достигнутым давлением или предварительно плавно снизить его (не более 0,5 МПа/мин) от планируемой величины. Перфорация продуктивного горизонта, часто способствует образованию в крепи скважины сети трещин в результате ударных нагрузок на цементное кольцо, что может привести к преждевременному обводнению скважин. Геофизические исследования влияния на качество вторичного вскрытия кумулятивными перфораторами ПК-103 показали значительное ухудшение плотности контакта цементного камня с колонной в исследуемом интервале. В наибольшей степени нарушениям подвержены участки цементного камня с частичным первоначальным сцеплением. В нефтяной и газовой отрасли наиболее распространена конструкция забоя скважин с зацементированной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интервале продуктивного пласта. Преобладающим видом перфорации пока остается кумулятивная. Однако результаты ряда исследований свидетельствуют, что этот вид перфорации имеют существенные недостатки: а) нарушается целостность цементного камня; б) разрушается эксплуатационная колонна; На этапе вторичного вскрытия продуктивных пластов при применении кумулятивных перфораторов разрушение цементного кольца и деформация обсадных труб происходят в условиях мощного механического воздействия при избыточных давлениях, в 25-100 раз прочность цементного камня на изгиб, а также в 2 и более раз - предел текучести металла труб на внутреннее давление. Увеличение трещиностойкости цементного камня в интервале перфорации обеспечит герметичность заколонного пространства и надежное разобщение пластов. 1 Разработка, согласование и представление на утверждение технического задания Одной из причин преждевременного обводнения скважин, является нарушение изолирующей способности крепи скважины в процессе перфорации продуктивного горизонта, вследствие ударных нагрузок на цементное кольцо и образования в нем сети трещин из-за низкой трещиностойкости цементного камня в близлежащих интервалах перфорации продуктивных пластов с наличием водоносных перемычек, примыкающих к продуктивной залежи. Наиболее опасным для цементного кольца и крепи в целом являются проведение кумулятивной и пулевой перфорации, а также опрессовка обсадной колонны. При этом деформация цементного камня сопровождается образованием зазора между обсадной колонной и цементным кольцом, а также его растрескиванием не только в зонах перфорации, а по исследованиям многих специалистов и на прилегающих к ним участках протяженностью до 100 м и более. Таким образом, цементное кольцо в условиях скважины подвергается аномальным термомеханическим деформациям, превышающим прочностные характеристики тампонажного камня. Немаловажное значение имеет повышение трещиностойкости цементного изоляционного слоя в над и под продуктивной толще пласта для предотвращения межколонных и заколонных водонефтегазопроялений при перфорации (освоении) скважины и динамических методах воздействия на призабойную зону. Повышение трещиностойкости цементного камня может быть осуществлено на основе принципов физико-химической механики дисперсных систем следующим образом :
а) механическим армированием - введением макроармирующих добавок волокнистого или зернистого типов; б) самоармированием - направленным синтезом в цементной матрице микроармирующих игольчатых и волокнистых новообразований; в) полимеризацией цементной матрицы - созданием органической или эрганоминеральной армирующей композиции; д) сочетанием перечисленных выше принципов. Вместе с тем, большинство известных трещиностойких тампонажных материалов, создание которых основано на введении макро- и микроармирующих добавок животного, растительного, минерального и синтетического происхождения, не нашли широкого применения, так как состоят из большого числа компонентов, в том числе дорогостоящих и дефицитных, требуют специального оборудования и сложной технологии приготовления в условиях высокоорганизованного производства. Кроме того, волокнистые армирующие добавки не всегда отвечают требованиям к свойствам композиционного материала, а именно; значительное различие коэффициентов термического расширения тампонажного камня и материала волокна структурообразующего каркаса, неравномерная прочность на растяжение по длине волокна, опасность для окружающей среды и здоровья человека (например, хризотил-асбест) Одной из таких добавок является микроармирующая полимерная добавка представляющая собой полимерное (капроновое) волокно - полиамидную нить из поли-Е-капроамида используемая в промышленности для изготовления синтетических ковров и паласов. К микроармирующим добавкам следует отнести реагент сломель НП-0,25, получаемый сухим измельчением (шероховатой) поверхности декоративного бумажно-слоистого пластика, изготавливаемого на основе бумаг, пропитанных аминоформальдегидными и фенолформальдегидными смолами. Применение тампонажной композиции со сломелью к сожалению затруднено в связи переходом на безотходное производство в мебельной промышленности. Также известна тампонажная композиция. включающая в свой состав вскрышную породу месторождения асбеста в количестве 4,76-9,09%, позволяющая снизить хрупкость цементного камня до величины 2,5. При образовании камня проявляется эффект микронаполнителя .Основным недостатком указанной композиции является применение асбеста, вредного для здоровья человека. К реагентам, повышающим прочностные характеристики цементного камня полимеризацией цементной матрицы можно отнести смолу типа УП-679-3 или ТЭГ-1, применяющийся совместно с отвердителем типа УП-583Д . В цементный раствор вышеуказанную смолу вводят при помощи специальной вспомогательной емкости, однако не всегда удается достаточно равномерно размешать смолу в тампонажном растворе, а в зимнее время необходим подогрев емкости со смолой. Высокая токсичность смол, дороговизна, дефицит, все это значительно затрудняет применение данного реагента. К этому же типу добавок относится латекс БСК-70/2. По результатам лабораторных исследований прочностных характеристик цементного камня, получаемого из раствора, содержащего латекс БСК-70/2, видно, что величина прочности при изгибе составляет 4,2 МПа. Однако на промышленных испытаниях было выявлено, что добавление в цементный раствор латекса вызывает активное пенообразование, приводящее к падению плотности тампонажного раствора. Применение латекса затруднено в зимнее время в связи с его плохой морозостойкостью. Срок хранения очень мал, всего три месяца, после чего реагент коагулирует, становится не прокачиваемым. ПВС (поливиниловый спирт) относится к реагентам, которые повышают прочностные
характеристики цементного камня на основе самоармирования. Однако этот реагент является труднорастворимым, соответственно нуждающемся в применении пеногасителя, т.к. процесс растворения проходит с обильным пенообразованием. Более подходящей добавкой для цементных растворов, улучшающей впоследствии трещиностоикость цементного камня, на наш взгляд являются реагенты на основе четвертичных аминов, которые работают на основе самоармирования цементных растворов. Реагенты выше указанного семейства представляют сильноосновный катионоактивный полимер, улучшающий тампонирующий состав за счет повышения устойчивости к щелочной среде во всем диапазоне рН от 1 до 14 и одновременно являющейся понизителем вязкости тампонажных растворов. Реагент ВПК-402, будучи введенным в тампонажный раствор, позволяет снизить реологические параметры и стабилизировать прочностные свойства. Необходимо отметить технологичность применения, экологическую безопасность, доступность и низкую цену отечественного реагента. Известно использование реагента на основе четвертичных аммониевых соединений в частности алкилбензилдиметиламмоний-хлорид в количестве 0,0037-0,0255 % в тампонажном растворе, включающем в себя портландцемент 71,4-72,9% и добавку нитрилотриметилфосфоновую кислоту 0,0182-0,0255%. Этот состав обладает сверхвысокими прочностными характеристиками, достигаемых за счет очень большой плотности до 1980 кг/м3 - 2020 кг/м3, и уменьшения водоцементного отношения при сравнительно небольшой растекаемости 19,5-20,0 см. Сверхвысокая прочность является также недостатком этой рецептуры, так как при этом уменьшается трещиностойкость цементного камня. Известно применение реагента ВПК-402 совместно с амифолом (смесь аммонийных солей соляной, фосфористой, нитрилотриметилфосфоновой кислот при следующем соотношении компонентов: портландцемент-47,10-56,30%; глинопорошок-6,50-11,75%; амифол-0,006-0,009%; ВПК-402-0,091-0,120% для производства облегченного цементного раствора . Более подходящей добавкой для цементных растворов, улучшающей в последствие трещиностойкость цементного камня, на наш взгляд являются реагенты на основе четвертичных аминов. Таким образом, можно сказать, что применение реагентов на основе четвертичных аминов является перспективным для управления прочностными свойствами цементного камня и нуждается в дальнейшем исследовании в качестве добавки улучшающей показатель трещиностойкости цементного камня. Разработана технология крепления продуктивного интервала с использованием рецептуры тампонажного раствора, включающего в себя водо-растворимый полиэлектролит ВПК-402 (ТУ 605-2009-238-86), формирующей трещиностойкий цементный камень. В оснастку обсадной колонны в интервале выше и ниже продуктивного пласта рекомендуется включить центраторвращатель потока скребок проволочный спиральный ЦВП-СПС 146/215,9 с целью доп.армирования цементного камня на данном участке. ВПК-402 является высокомолекулярным соединением, линейно- циклической структуры, получаемый полимеризацией мономера диметилдиаллиламмоний хлорида. Реагент на основе четвертичных аммониевых соединений, от бесцветной до желтого цвета, однородная по консистенции жидкость без посторонних включений. Используется в качестве флокулянта для интенсификации процессов очистки сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности, очистки растворов антибиотиков в медицинской промышленности и в других областях народного хозяйства. Полиэлектролит катионный неограниченно растворяется в воде, низших спиртах, растворах кислот и щелочей. Не горюч, невзрывоопасен, малотоксичен и не имеет неприятного запаха. По степени воздействия на организм ВПК-402 относится к третьему классу опасности.
Характеристика водорастворимого полиэлектролита (ВПК-402). Реагент ВПК-402 является высокомолекулярным соединением, линейно-циклической структуры, получаемый полимеризацией мономера диметилдиаллиламмоний хлорида. ВПК-402, от бесцветной до желтого цвета, однородная по консистенции жидкость без посторонних включений. Используется в качестве флокулянта для интенсификации процессов очистки сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности, очистки растворов антибиотиков в медицинской промышленности и в других областях народного хозяйства. ВПК 402 неограниченно растворяется в воде, низших спиртах, растворах кислот и щелочей, водородный показатель рН - 35. Не горюч, невзрывоопасен, малотоксичен и не имеет неприятного запаха. Поставляют ВПК-402 в полиэтиленовых (до 50 литров) канистрах, стальных (до 200 литров) бочках или железнодорожных цистернах. Применение ВПК-402 в нефтяной промышленности не требует дополнительного согласования в горном округе (п.273 Перечня химических продуктов, согласованных к применению в нефтяной промышленности), относится к третьему классу опасности по степени воздействия на организм. Технология цементирования скважин с применением вышеуказанной рецептуры тампонажного раствора осуществляется с использованием стандартного цементировочного оборудования в следующей последовательности. Затворение, закачивание и продавливание последней порции тампонажного раствора осуществляют с использованием СМН-20 и цементировочного агрегата ЦА-320А по общепринятой технологии цементирования. Цементный раствор, затворенный на воде с добавлением ВПК-402 согласно плана работ, после продавливания в заколонное пространство скважины, должен находиться в интервале продуктивного горизонта.
Обтекаемость Длинная цитата: "В Советском Союзе с 1975 года поступили на вооружение торпеды "Шквал". Американцы, начиная с 1979 года пытаются повторить (воспроизвести) это техническое решение. Итак, прошло 25 лет. Американцы даже приблизительно не представляют, как это могло бы быть. База знаний (или база физэффектов), которой пользовались советские конструкторы на момент создания (1970...1973г.) торпеды была явно меньше той, которая есть сегодня у американцев. Отсюда следует, что проблема не с знаниями, а с сообразительностью." Вот такое письмо от Александра (neokortex@brest.by) пришло на мой электронный адрес. В добавок ко всему, в Интернете появились сообщения о существовании "подводных ракет", то есть торпед, движущихся (летящих) под водой в газовом пузыре. Этого оказалось достаточно, чтобы начать думать о проблеме. Вызов я принял, хотя "страшно далеко" находятся от меня (я нефтехимик) проблемы создания скоростных подводных аппаратов. Внимание изобретателей на протяжении многих лет привлекает "воздушная смазка" - создание воздушной прослойки между корпусом корабля и забортной водой. Предлагались различные варианты изменения свойств пограничного слоя воды: нагрев в зоне, прилегающей непосредственно к корпусу, применение для обшивки корпуса различных покрытий, выделяющих при контакте с водой газовые пузырьки, добавление в пограничный слой воды полимеров и др. Однако ни одна из этих идей даже на моделях себя не оправдала. Вполне возможно, что причина заключается в плохом знании судостроителями физ.химии, в частности поверхностных явлений (смачивание, капиллярное давление, поверхностное натяжение и т.п.) Поэтому для беглого ознакомления в конце этой страницы поместил шпаргалку по этому вопросу. Допускаю, что изложенное ниже техническое решение сильно отличается от реально сушествующих конструкций корпусов скоростных подводных аппаратов (к которым у меня никогда не было доступа). Но тут дело принципа. НЕСМАЧИВАЕМЫЙ ВОДОЙ КОРПУС СКОРОСТНОГО СУДНА Pat RU 2276036. FIELD: the invention refers to shipbuilding and applies to designing a hull for example of an underwater speedy apparatus of cylindrical or cigar-shaped form and with reduced resistance of water to their translational movement. SUBSTANCE: the non-watered hull is provided with channels for supercharging gas. The body is fulfilled in kits from needle-shaped elements with keeping after fixing these elements between themselves channels for supercharging gas with the aim of receiving stable bubbles of gas. The essence of the invention is in that reducing friction of water is achieved by maximum reducing of the value of moistened surface of the hull due to creation of a thin gaseous film-layer out of stable gas bubbles on the exterior surface of the hull. At that the water will slip on the surface of gas but not of the hull. EFFECT: increases effectiveness of reducing water resistance to the movement of the hull of a water transport vehicle. Изобретение относится к судостроению и касается создания внешнего корпуса судна с уменьшенной поверхностью смачивания. Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности устройства, имеющего цилиндрический или сигарообразный корпус, путем создания корпуса с минимальной
степенью смачивания внешней поверхности. Суть изобретения в том, что снижение трения воды достигается максимальным уменьшением величины смоченной поверхности корпуса скоростного судна за счет создания газовой пленкипрослойки. Тогда вода будет скользить по поверхности газа, а не корпуса. Устойчивая пленка газа, состоящая из соприкасающихся пузырьков, образуются при нагнетании газа в капилляры миллиметрового размера. Особенно привлекательно (по моему мнению) использование несмачиваемого обтекаемого корпуса для установления рекордных скоростей маломерных судов (скутер, гидроцикл и т.п.). Изобретение, в основном, относится к устройствам, снижающим сопротивление воды движению небольшого скоростного судна. Суть изобретения в том, что снижение трения воды достигается максимальным уменьшением величины смоченной поверхности корпуса за счет создания тонкой газовой пленки-прослойки из устойчивых газовых пузырьков на внешней поверхности корпуса судна. Тогда вода будет скользить по поверхности газа, а не корпуса. Устойчивые соприкасающиеся между собой пузырьки газа образуются при нагнетании газа в каналы между игольчатыми элементами корпуса судна. Таким образом, на поверхности корпуса судна возникает тонкая, но прочная пленка, состоящая из соприкасающихся между собой и устойчивых пузырьков газа. Водонепроницаемость внешнего корпуса судна, выполненного наборным из элементов игольчатой формы (ЭИФ) с сохранением после скрепления этих элементов между собой каналов для нагнетания газа, вызвана капиллярными явлениями. Известно, что поверхность раздела воздух-вода гидрофобная, что вызывает гидрофобное взаимодействие, то есть взаимное отталкивание этих сред. Капиллярные явления, обусловленные действием поверхностного натяжения на границе раздела несмешивающихся (гидрофобных) сред – воды и газа (воздуха) это явления, вызванные искривлением межфазной поверхности гидрофобных сред. Искривление поверхности (выпуклый мениск пузырьков газа) ведёт к появлению в капилляре дополнительного давления, величина которого связана со средней кривизной r поверхности уравнением Лапласа. В опытах Жамена воздух в куске мела, погруженного в воду, достигал давления до 3 и более атмосфер, следовательно, он мог бы поднять столб воды высотой в 30 и более метров; в литографском камне давление доходило до 5 атмосфер. Таким образом, плавучесть заявленного судна (плавсредства) обеспечивается водонепроницаемостью капилляров внешнего корпуса, заполненных газом (воздухом). Свойство водонепроницаемости капилляров, в свою очередь, обусловлено объективными законами молекулярной физики (капиллярными явлениями в гидрофобных средах). Корпус выполнен наборным, то есть он составлен (собран) из множества ЭИФ, и скреплен сваркой (пайкой, склеиванием) с сохранением после скрепления этих элементов между собой каналов (капилляров) для нагнетания газа. Представьте пучок заточенных круглых карандашей – аналог ЭИФ. Заточенные концы карандашей образуют прерывистую плоскость – аналог внешней поверхности несмачиваемого корпуса судна, который соприкасается с водой, а пространство между карандашами в пучке – аналог капилляров. Каналы в заявленном корпусе судна имеют размеры в доли миллиметра, поэтому в них возникает капиллярное давление, т.к. из-за поверхностного натяжения воды в выпуклом мениске, в тонких порах реализуются высокие капиллярные давления, что отличает капиллярные явления от обычных явлений гидравлики. В природе принцип несмачиваемости и водонепроницаемости капилляров реализован и с успехом используется водоплавающими. Например, перья или мех представляют собой упорядоченную систему из множества капилляров, поэтому вода даже на глубине не проникает под перья или мех водоплавающих, а с поверхности перьев скатывается, "как с гуся вода".
Скреплять игольчатые элементы между собой можно контактной сваркой. Контактная сварка, например, точечная сварка, позволяющая осуществлять до 600 соединений в 1 мин; -применяется как для соединения тончайших деталей (до 0,02 мкм) электронных приборов, так и для сварки стальных конструкций из листов толщиной до 20 мм в автомобиле-, самолёто- и судостроении, в с.-х. машиностроении и др. отраслях. С увеличением внешнего давления от скоростного (динамического) напора встречного потока воды радиус устойчивых пузырьков газа на поверхности корпуса судна, и связанный с ним напрямую радиус игольчатых элементов, из которых набран несмачиваемый водой корпус судна, надо уменьшать, и для обеспечения водонепроницаемости корпуса скоростного судна в конкретных условиях, подсчитать по формуле Лапласа соответствующий радиус элементов игольчатой формы.
Обтекаемая форма моделей транспортных средств Существуют способы обработки материалов объемом: закалка в печах и сушка в струе горячих газов. Эти способы не предназначены для изменения формы изделия. Более того, известный ученый академик Л.Н.Кошкин конкретно указывает относительно этого класса технологий: …возможности формообразования вообще исключены. Это утверждение, в какой-то степени, подстегнуло мое воображение. С древнейших времен известен способ производства дроби, заключающийся в расплавлении и выдавливании жидкого свинца из калиброванных отверстий с целью получения дробинок одинаковой массы (размера). Жидкая струйка свинца разбивается на более или менее одинаковые капли, которые при свободном падении в воздухе , а потом в воде, приобретают сферическую форму. Иными словами, силы поверхностного натяжения формуют тело дробинки сферической конфигурации. Важно отметить, что в данном случае встречный поток воздуха практически не участвует (к счастью) в формообразовании. В противном случае дробинки имели бы форму лепешки. Для придания моделям транспортных средств обтекаемой конфигурации в кухонных условиях можно использовать особенность аморфных материалов типа пластилина или битума. Эта особенность заключается в том, что при нагреве аморфного материала расплавляется только поверхностный слой из-за плохой теплопроводности. Расплавленный поверхностный слой таких материалов представляет собой густую гелеобразную массу, которая обладает пластическими свойствами, то есть обладает способностью течь под воздействием силы давления. Силы давления возникают на поверхности заготовки при обдувании скоростным нагретым потоком воздуха. Кроме силы давления в формообразовании участвует сила поверхностного натяжения, которая действует только в жидкостях и зависит от кривизны поверхности. В данном случае, в гелеобразной расплавленной массе аморфного материала силы поверхностного натяжения сглаживают неровности на поверхности заготовки. Эти две силы формуют обтекаемую конфигурацию модели транспортного средства. Можно сказать, что от взаимодействия аэрогидродинамики и физической химии появилось изобретение, на которое выдан патент РФ № 2194619 Способ свободного формования моделей транспортных средств. Но есть в этом начинании ложка дегтя – патентообладателю данное изобретение совершенно не нужно. Больше того, автору пришлось ходить и упрашивать, чтобы заплатили пошлину хотя бы за выдачу патента. О внедрении изобретения не приходится и мечтать.
В предлагаемом ниже изобретении решается задача создания обтекаемой конфигурации моделей транспортных средств, обладающих наименьшим аэрогидродинамическим (лобовым) сопротивлением. Pat RU №2194619 FIELD: free molding of thermoplastic polymers, in particular, imparting the more stream-line form; perfect aerohydrodynamic form with the minimum drag to the medium flow, to the blanks of models of transport facilities. SUBSTANCE: the method consists in heating of the blank surface layer up to the transition to the plastic state, molding by action of the heated high-speed medium flow up to the decrease and subsequent stabilization of blank drag to the flow. The invention provides for production of various stream-line form of the model depending on the flow speed, model material and medium type and may be used for construction of newly designed objects. EFFECT: facilitated procedure. В способе свободного формования транспортных средств заготовку нагревают, формуют и охлаждают для сохранения полученной конфигурации, согласно предлагаемому изобретению, нагревание производят до перехода поверхностного слоя заготовки в пластичное состояние, формование осуществляют воздействием нагретого скоростного потока среды на заготовку до уменьшения и последующей стабилизации силы сопротивления заготовки потоку. Для образования обтекаемой поверхности используют особенность термопластичных полимеров, которая заключается в способности этих полимеров при повышении температуры к постепенному переходу в вязкопластичное состояние, а также в низкой теплопроводности этих полимеров, что выражается в постепенном размягчении при нагреве только тонкого поверхностного слоя полимера. Температура размягчения это стандартная характеристика термопластичных полимеров, которая может колебаться для разных полимеров от 90 до 200 С. Размягченный поверхностный слой полимера представляет собой высоковязкую массу, которая обладает пластическими свойствами, т.е. способностью перемещаться (перетекать) под воздействием силы. Для придания заготовкам моделей транспортных средств обтекаемой формы используют скоростной нагретый поток (газа или жидкости) с температурой ниже критической температуры нагрева выбранного термопластичного полимера. Возникновение силы давления на пластичную поверхность неподвижной заготовки, находящейся в скоростном нагретом потоке, обусловлено внутренним трением в турбулентном потоке. В начале процесса формования на необтекаемую поверхность заготовки действуют микровихри, образовавшиеся при прохождении скоростного потока над неровностями на поверхности заготовки. Сила давления скоростного потока на поверхность заготовки пропорциональна квадрату скорости. Тонкий высоковязкий слой полимера под давлением силы потока перемещается (перетекает без отрыва) по поверхности заготовки в направлении уменьшения силы давления, т.е. скоростной нагретый поток сглаживает неровности на поверхности заготовки. После сглаживания неровностей микровихри исчезают, что проявляется в уменьшении силы давления на расплавленный высоковязкий поверхностный слой полимера. В этом случае линии тока среды имеют такую же форму, как и при ламинарном течении потока, когда силы давления пропорциональны первой степени скорости потока, т.е. аэродинамическое (лобовое) сопротивление заготовки потоку среды резко уменьшается и затем стабилизируется.
Таким образом, модель транспортного средства формуется скоростным потоком физической среды (газа или жидкости) и изменения на поверхности модели обусловлены объективными законами аэрогидродинамики. При снижении температуры потока среды ниже температуры размягчения полимера поверхностный слой полимера застывает, и модель транспортного средства сохраняет приобретенную ранее обтекаемую форму с наименьшим аэрогидродинамическим (лобовым) сопротивлением. Способ осуществляется в следующей последовательности. Изготавливают заготовку модели транспортного средства, для которой необходимо подобрать наиболее совершенную (обтекаемую) аэрогидродинамическую форму. Это могут быть уменьшенные копии или полномасштабные заготовки моделей транспортных средств (кузов, бампер, кабина, крылья, фюзеляж, оперение, фонарь и т.п.) В качестве материала заготовки выбирают термопластичный полимер, например, винипласт. Заготовку модели транспортного средства нагревают в течение 3-4 мин до 120 С и помещают в трубу, в которую нагнетают горячий воздух с температурой ниже критической температуры нагрева данного полимера - 170 С. Скорость потока воздуха выбирают равной скорости движения транспортного средства в наиболее оптимальном режиме, например, 20 м/с для модели кузова городского автомобиля. Под воздействием потока горячего воздуха верхний слой полимера размягчается на глубину 2 мм до вязкотекучего состояния. Сила давления воздуха, пропорциональная квадрату скорости потока, формует обтекаемую конфигурацию, заставляя перемещаться тонкий слой полимера с выступающей поверхности в направлении, где давление меньше. Низкая теплопроводность полимера препятствует переходу нижних слоев объема заготовки в текучее состояние, вследствие чего заготовка сохраняет свой первоначальный объем, изменяется (сглаживается) лишь поверхностный слой заготовки. Постепенно заготовка приобретает обтекаемую форму, и лобовое (аэродинамическое) сопротивления заготовки потоку воздуха уменьшается, и затем стабилизируется. Не изменяя скорости потока воздуха, снижают его температуру до температуры окружающей среды. При этом поверхностный слой полимера застывает, сохраняя ранее полученную обтекаемую форму, обладающей совершенной аэрогидродинамической конфигурацией. При осуществлении способа используют установки типа аэродинамической трубы для заготовок моделей наземного и воздушного транспортного средства или гидроканала для заготовок моделей водного транспорта. Общим в обоих случаях является возможность измерения лобового (аэродинамического) сопротивления заготовки потоку среды, регулирования скорости и температуры потока среды в указанных установках. Использование изобретения позволит применять модели транспортных средств для определения новых характеристик и рационализации способов построения вновь конструируемых объектов, так как модель транспортного средства формуется скоростным потоком физической среды (газа или жидкости) и изменения на поверхности модели обусловлены объективными законами аэрогидродинамики и физической химии. Формование по данному способу совершенной аэрогидродинамической конфигурации модели транспортного средства уменьшает субъективизм при выборе внешней конфигурации готового изделия (не ожидаемый результат).
В школе неоправданно мало внимания уделяют капиллярным (поверхностным) явлениям. Чтобы понять процессы смачивания, капиллярного давления и поверхностного натяжения, надо бегло ознакомиться с нижеследующим текстом. ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ, Выражение особых свойств поверхностных слоев, т. е. тонких слоев вещества на границе соприкосновения тел (сред, фаз). Эти свойства обусловлены избытком свободной энергии поверхностного слоя, особенностями его структуры и состава. Поверхностные явления могут иметь чисто физический характер или сопровождаться химическими превращениями; они протекают на жидких (легкоподвижных) и твёрдых межфазных границах. Поверхностные явления, связанные с действием поверхностного натяжения и вызываемые искривлением жидких поверхностей раздела, называются также капиллярными явлениями. К ним относятся капиллярное всасывание жидкостей в пористые тела, капиллярная конденсация, установление равновесной формы капель, газовых пузырей, менисков. Свойства поверхности контакта двух твёрдых тел или твёрдого тела с жидкой и газовой средами определяют условия таких явлений, как адгезия, смачивание, трение. Молекулярная природа и свойства поверхности могут коренным образом изменяться в результате образования поверхностных мономолекулярных слоев или фазовых (полимолекулярных) плёнок. Такие изменения часто происходят вследствие физических процессов (адсорбции, поверхностной диффузии, растекания жидкости) или химического взаимодействия компонентов соприкасающихся фаз. Любое «модифицирование» поверхностного (межфазного) слоя обычно приводит к усилению или ослаблению молекулярного взаимодействия между контактирующими фазами. Физические или химические превращения в поверхностных слоях сильно влияют на характер и скорость гетерогенных процессов — коррозионных, каталитических, мембранных и др. П. я. отражаются и на типично объёмных свойствах тел. Так, уменьшение свободной поверхностной энергии твёрдых тел под действием адсорбционно активной среды вызывает понижение их прочности. Особую группу составляют Поверхностные явления (с.м. Физические эффекты), обусловленные наличием в поверхностном слое электрических зарядов: электроадгезионные явления, электрокапиллярные явления, электродные процессы. Физические или химические изменения в поверхностном слое проводника или полупроводника существенно сказываются на работе выхода электрона. Они также влияют на П. я. в полупроводниках (поверхностные состояния, поверхностную проводимость, поверхностную рекомбинацию), что отражается на эксплуатационных характеристиках полупроводниковых приборов (солнечных батарей, фотодиодов и др.). Поверхностные явления имеют место в любой гетерогенной системе, состоящей из двух или нескольких фаз. По существу весь материальный мир — от космических объектов до субмикроскопических образований — гетерогенен. Как гомогенные можно рассматривать системы лишь в ограниченных объёмах пространства. Поэтому роль Поверхностных явлений в природных и технологических процессах чрезвычайно велика. Особенно важны Поверхностные явления в коллоидно-дисперсных (микрогетерогенных) системах, где межфазная поверхность наиболее развита. С Поверхностными явлениями связана сама возможность возникновения и длительного существования таких систем. К Поверхностным явлениям в дисперсных системах сводятся основные проблемы коллоидной химии. Во взаимосвязи броуновского движения и Поверхностных явлений протекают все процессы, приводящие к изменению размеров частиц высокодисперсной фазы (коагуляция, коалесценция, пептизация, эмульгирование). В грубодисперсных и макрогетерогенных системах на первый план выступает конкуренция поверхностных сил и внешних механических воздействий. Поверхностные явления, влияя на
величину свободной поверхностной энергии и строение поверхностного слоя, регулируют зарождение и рост частиц новой фазы в пересыщенных парах, растворах и расплавах, взаимодействие коллоидных частиц при формировании разного рода дисперсных структур. На глубину и направление процессов, обусловленных Поверхностными явлениями, часто решающим образом влияют поверхностно-активные вещества, меняющие в результате адсорбции структуру и свойства межфазных поверхностей. Основы современной термодинамики Поверхностных явлений созданы американским физикохимиком Дж. Гиббсом. Использование Поверхностных явлений в производственной деятельности человека позволяет интенсифицировать существующие технологические процессы. Поверхностные явления в значительной мере определяют пути получения и долговечность важнейших строительных и конструкционных материалов; эффективность добычи и обогащения полезных ископаемых; качество и свойства продукции, выпускаемой химической, текстильной, пищевой, химико-фармацевтической и многими другими отраслями промышленности. Большое значение имеют Поверхностные явления в металлургии, производстве керамики, металлокерамики, полимерных материалов (пластических масс, резины, лакокрасочных продуктов). Для техники важны такие Поверхностные явления, как смазочное действие, износ, контактные взаимодействия, структурные изменения в поликристаллических и композиционных материалах, а также электрические и электрохимические процессы и явления на поверхностях твёрдых тел. Познание Поверхностных явлений в живой природе позволяет сознательно влиять на биологические процессы с целью повышения продуктивности сельского хозяйства, развития микробиологической промышленности, расширения возможностей медицины и ветеринарии. В биологии Поверхностные явления играют важную роль прежде всего на клеточном, субклеточном и молекулярном уровнях организации живых систем. Различные биологические мембраны отграничивают клетку от внешней среды и обеспечивают её микрогетерогенность. На мембранах клетки и внутриклеточных органелл (митохондрий, пластид и др.) происходят фундаментальные для жизни процессы: рецепция экзо- и эндогенных биологически активных веществ (гормонов, медиаторов, антигенов, феромонов и т.д.); ферментативный катализ (многие ферменты встроены в мембраны, образуя многоферментные каталитические ансамбли); преобразование химической энергии в осмотическую работу; окислительное фосфорилирование, т. е. сопряжение процессов окисления с накоплением энергии в макроэргических соединениях. Особенности взаимодействия поверхностей ответственны за агрегацию клеток, их прикрепление к живым и неживым субстратам (в т. ч. образование тромба при повреждении стенки сосуда, сорбция вирусов на клетках и т.п.). Функционирование важнейших ферментных систем (например, ансамбля дыхательных ферментов) — пример гетерогенного катализа. Адсорбция соответствующих физиологически активных веществ на поверхностях лежит в основе «распознавания» своих и чужих макромолекул, наркоза, передачи нервного импульса. В целом Поверхностные явления в живых системах отличаются от таковых в неживой природе гораздо большей химической специфичностью, взаимной согласованностью во времени и пространстве. Например, рецепция гормона на поверхности клетки вызывает конформационный переход ряда компонентов мембраны, что обусловливает изменение её проницаемости и гетерокаталитической активности. Это, в свою очередь, вызывает многочисленные физикохимические и биохимические сдвиги в клетке, что в совокупности и определяет её реакцию на воздействие. По мере эволюции роль Поверхностных явлений в процессах жизнедеятельности возрастает. Так, более древний механизм обеспечения клеток энергией — гликолиз — осуществляется ферментами цитоплазмы, лишь частично закрепленными на структурах эндоплазматической сети;
эволюционно более поздний и экономичный путь получения энергии — дыхание — осуществляется за счёт гетерокаталитических систем. У одноклеточных организмов питание происходит путём заглатывания целых макромолекул и их последующего расщепления внутри клетки; у высших — существенную роль играет пристеночное (контактное) пищеварение, когда ферментативный гидролиз макромолекул пищи происходит на внешней поверхности клетки и координирован с последующим транспортом продуктов расщепления в клетку. Поверхностное натяжение, важнейшая термодинамическая характеристика поверхности раздела фаз (тел), определяемая как работа обратимого изотермического образования единицы площади этой поверхности. В случае жидкой поверхности раздела П. н. правомерно также рассматривать как силу, действующую на единицу длины контура поверхности и стремящуюся сократить поверхность до минимума при заданных объёмах фаз. Применительно к легкоподвижным поверхностям оба определения равнозначны, но первое предпочтительнее, т.к. имеет более ясный физический смысл. Поверхностное натяжение на границе двух конденсированных фаз обычно называется межфазным натяжением. Работа образования новой поверхности затрачивается на преодоление сил межмолекулярного сцепления (когезии) при переходе молекул вещества из объёма тела в поверхностный слой. Равнодействующая межмолекулярных сил в поверхностном слое не равна нулю (как в объёме тела) и направлена внутрь фазы с большей когезией. Таким образом, Поверхностное натяжение — мера некомпенсированности межмолекулярных сил в поверхностном (межфазном) слое или, что то же, избытка свободной энергии в поверхностном слое по сравнению со свободной энергией в объёмах соприкасающихся фаз. В соответствии с определениями Поверхностного натяжения его выражают в дж/м2 или н/м (эрг/см2 или дин/см). Благодаря Поверхностному натяжению жидкость при отсутствии внешних силовых воздействий принимает форму шара, отвечающую минимальной величине поверхности и, следовательно, наименьшему значению свободной поверхностной энергии. Поверхностное натяжение не зависит от величины и формы поверхности, если объёмы фаз достаточно велики по сравнению с размерами молекул; при повышении температуры, а также под действием поверхностноактивных веществ оно уменьшается. Расплавы металлов имеют наибольшее среди жидкостей П. н., например у платины при 2000 °С оно равно 1820 дин/см, у ртути при 20 °С — 484. П. н. расплавленных солей значительно меньше — от нескольких десятков до 200—300. П. н. воды при 20 °С — 72,8, а большинства органических растворителей — в пределах 20—60. Самое низкое при комнатной температуре Поверхностное натяжение — ниже 10 — имеют некоторые фторуглеродные жидкости. В общем случае многокомпонентных систем в соответствии с термодинамическим уравнением Гиббса при адсорбции изменение Поверхностное натяжение: — dб = Г1dm1 + Г2dm2 +..., где Г1, Г2,... — поверхностные избытки компонентов 1, 2,..., т. е. разность их концентраций в поверхностном слое и объёме раствора (или газа), a dm1, dm2,... —изменения химических потенциалов соответствующих компонентов (знак «минус» показывает, что Поверхностное натяжение при положительной адсорбции уменьшается). Разницей в Поверхностном натяжении чистой жидкости и жидкости, покрытой адсорбционным монослоем, определяется поверхностное давление. На легкоподвижных границах жидкость — газ (пар) или жидкость — жидкость П. н. можно непосредственно измерить многими методами. Так, широко распространены способы определения Поверхностного натяжения по массе капли, отрывающейся от конца вертикальной трубки (сталагмометра); по величине максимального давления, необходимого для продавливания в жидкость пузырька газа; по форме капли (или пузырька), лежащей на плоской поверхности, и
т.д. Экспериментальное определение Поверхностного натяжения твёрдых тел затруднено из-за того, что их молекулы (или атомы) лишены возможности свободного перемещения. Исключение составляет пластическое течение металлов при температурах, близких к точке плавления. Ввиду анизотропии кристаллов П. н. на разных гранях кристалла различно. Понятия Поверхностного натяжения и свободной поверхностной энергии для твёрдых тел не тождественны. Дефекты кристаллической решётки, главным образом дислокации, ребра и вершины кристаллов, границы зёрен поликристаллических тел, выходящие на поверхность, вносят свой вклад в свободную поверхностную энергию. Поверхностное натяжение твёрдых тел обычно определяют косвенно, исходя из межмолекулярных и межатомных взаимодействий. Величиной и изменениями Поверхностного натяжения обусловлены многие поверхностные явления, особенно в дисперсных системах. В живых организмах Поверхностное натяжение клетки — один из факторов, определяющих форму целой клетки и её частей. Для клеток, обладающих жёсткой или полужёсткой поверхностью (многие микроорганизмы, инфузории, клетки растений и т.д.), значение П. н. невелико. У клеток, лишённых прочной надмембранной структуры (большинство клеток животных, некоторые простейшие, сферопласты бактерий), Поверхностное натяжение в основном определяет конфигурацию (клетки, находящиеся во взвешенном в жидкости состоянии, приобретают форму, близкую к сферической). Форма клетки, прикрепленной к какому-либо субстрату или к др. клеткам, зависит преимущественно от др. факторов — цитоскелета, образуемого микротрубочками, контактных структур и т.д. Полагают, что локальные изменения Поверхностного натяжения существенны в таких явлениях, как фагоцитоз, пиноцитоз, гаструляция. Определение П. н. клетки — сложная экспериментальная задача; обычно Поверхностное натяжение клетки не превышает несколько дин/см (10^-3 н/м).
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВЫБОРУ ИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ На выбор изолирующего состава для тампонирования горных пород оказывают влияние горногеологические условия залегания месторождения, принятая технология проведения добычи, условия переработки, хранения и транспортирования компонентов состава, способность адгезии состава к массиву горных пород, безопасность применения в скважинах Наиболее полные требования к качеству тампонажа нефтяных скважин я нашел в трудах Гольдштейна. Минеральные тампонажные материалы, даже модифицированные облагораживающими добавками, не позволяют в необходимом диапазоне управлять показателями свойств тампонажных растворов, качественно и на длительные сроки разобщать пласты в скважинах на месторождениях со сложными горно-геологическими условиями. Минеральные тампонажные материалы применяют для крепления скважин уже около 100 лет и их свойства глубоко изучены. Анализ показателей качества минеральных растворов и камня свидетельствует о том, что при креплении колонн в сложных геолого-технических условиях практически ни одному требованию, предъявленному к тампонажным материалам, они в полной мере не удовлетворяют. Минеральные растворы характеризуются невысокой седиментационной устойчивостью и легко разделяются на фазы. Это связано с высокой плотностью минерального вяжущего (3000-4000 кг/м3), избытком воды затворения (В/Ц всегда выше 0, 4 и иногда достигает 1,2), плохим смачиванием твердой фазы водой затворения. Правда, в последнее время найден целый ряд веществ - стабилизаторов водо-цементных дисперсий, что позволяет получать относительно седиментационно устойчивые тампонажные растворы. Минеральные тампонажные растворы активно реагируют со многими пластовыми флюидами (сероводород, углекислота, соли, нафтеновые кислоты) и горными породами (кислые глины), что приводит к ухудшению или утрате технологических свойств растворов. Сроки отвердевания минеральных тампонажных растворов трудно поддаются регулированию в широких пределах; особенно сложно вызвать ускорение схватывания без ухудшения технологических свойств раствора и камня. Водоцементные дисперсии обладают настолько высокой вязкостью и пластической прочностью, что для тампонирования приходится применять растворы с большим избытком воды затворения; при закачивании таких растворов создаются большие нагрузки на пласты, что может привести и часто приводит к гидроразрывам и поглощениям. Время между началом и концом загустевания минеральных тампонажных растворов весьма велико, к тому же в этот момент происходит снижение давления тампонажного раствора за счет "зависания" его на стенках скважины, что влечет за собой такие осложнения, как межпластовые перетоки, заколонные газопроявления и т. д. При затворении минерального тампонажного раствора трудно поддерживать на постоянном уровне такой важнейший технологический показатель, как плотность раствора из-за большой разницы в плотностях воды затворения (около 1000 кг/м3) и минерального вяжущего (3000-4000 кг/м3). Для выравнивания плотности раствора во многих производственных объединениях сконструированы и изготовлены осреднительные емкости вместимостью до 50 м3, благодаря чему удается выровнять плотность во всем закачиваемом объеме тампонажного раствора, но это усложняет процесс тампонирования. Из-за относительно плохого смачивания твердой фазы водой затворения фильтроотдача
минеральных тампонажных растворов весьма значительна и потребовалась разработка целого ряда специальных реагентов для снижения фильтроотдачи. Однако задача полностью не решена до настоящего времени. Высокая вязкость и пластическая прочность минеральных тампонажных растворов приводит к тому, что они с трудом проникают в отверстия и щели малого размера. Из-за этого резко снижена эффективность их применения при изоляции поглощений и проявлений в тонкопористых и мелко трещиноватых породах, тампонировании эксцентрично расположенных колонн, восстановлении герметичности колонн и цементного камня за колонной. Минеральный тампонажный камень имеет относительно высокую водогазонефтепроницаемость, что в ряде случаев влечет за собой снижение герметичности всей крепи в целом. Особенно это опасно в тех случаях, когда пласты содержат коррозионно активные пластовые воды. Следует отметить, что и в коррозионном отношении минеральные тампонажные материалы мало устойчивы. Они легко разрушаются под влиянием минерализованных пластовых вод, сероводорода, углекислоты. Минеральный тампонажный камень. мало устойчив к действию перепадов температур и легко растрескивается даже ври относительно небольших термоударах. Адгезия тампонажного камня к металлу колонн и горным породам практически всегда равна нулю, а это допускает возможность прорыва пластовых флюидов по границе раздела "каменьколонна" и "камень-порода". Достаточно ощутима осмотическая активность минеральных тампонажных материалов. Камень в некоторых случаях способен выполнять роль полупроницаемой перегородки. Минеральный тампонажный камень способен активно участвовать в молекулярном и ионном обмене с окружающей средой, что чаще всего приводит к ого разрушению. Хотя камень из минерального тампонажного раствора характеризуется достаточно высокой механической прочностью, хрупкость его настолько высока, что он быстро разрушается при воздействии на него ударных нагрузок (удары инструмента при спуско-подъемных операциях, гидравлические удары, перфорационные работы, работы глубинных насосов). Выполненный анализ показателей качества минеральных тампонажных материалов свидетельствует о том, что на месторождениях с геологическими аномалиями и сложными геолого-техническими условиями их применение часто является технически и экономически нецелесообразным, даже несмотря на их невысокую стоимость, доступность и простоту использования. Последствия некачественного тампонирования заколонного пространства скважин, а также ситуации, приводящие к разрушению цементного камня за колонной, влекут за собой следующие осложнения, требующие ремонта, а в отдельных случаях и ликвидации скважин. Дефекты качества цементной крепи за колонной I. Незаполнение заколонного пространства твердеющим цементным раствором. Высокая вязкость цементного раствора и связанное с этим плохое вытеснение им бурового раствора. Образование мало прочного высокопроницаемого цементного камня против пористых пластов с низким пластовым давлением и против негерметичных резьбовых соединений. Высокая фильтратоотдача цементного раствора и большая зависимость прочности цементного камня от водоцементного отношения исходного раствора. Появление трещин в цементном камне при перфорации в результате ударов подземного оборудования о зацементированную колонну при работе штанговых насосов. Большая хрупкость, низкая трещиностойкость цементного камня. Обезвоживание глинистой корки твердеющим цементным раствором и набирающим прочность
цементным камнем, потеря контакта между цементным камнем и стенкой скважины. Свойственные цементному камню контракционные явления. Отслоение цементного камня от обсадной колонны. Коррозионное разрушение цементного камня пластовыми флюидами или агентами, закачиваемыми с поверхности Отсутствие адгезии цементного камня к металлу, покрытому глинистой коркой. Низкая химическая стойкость кристаллической структуры цементного камня, усугубляемая всегда имеющейся проницаемостью в пласт через перфорационные отверстия камня. Разрушение цементного камня гидростатическим напором пластов. Невозможность обеспечения высокой механической прочности цементного камня из-за необходимости закачивать цементный раствор с высоким водоцементным отношением и разбавлением раствора пластовыми флюидами. Создание депрессий, превышающих прочность цементного камня. Недостаточная механическая прочность цементного камня, нарушение цементного камня, нарушение режимов добычи пластовых флюидов. Разрушение цементного камня против водонасыщенных пластов за счет осмотического подсоса пластовой воды. Наличие проницаемости до 0,05 мкм всегда влечет за собой возникновение осмотического подтока из пласта в камень, что приводит к разрушению камня на микроуровне и росту его проницаемости. Разрушение цементного камня за счет радиальных и аксиальных перемещений обсадной колонны при изменении температуры в скважине. Отсутствие сжимаемых компонентов в цементном камне и его крайне низкая деформативность при растяжении. II. Разрушение слабосцементированных пород в призабойной зоне с последующим обрушением цементного камня. Невозможность создания прочного цементного камня с проницаемостью I мкм и более. 1. Ускоренная коррозия колонн агрессивными пластовыми флюидами. 2. Смятие колонн. 3. Разрушение призабойной зоны. 4. Прорыв воды из соседних пластов, подтягивание подошвенной воды к перфорационным отверстиям. 5. Прорыв газа из соседних пластов и "газовой шапки" к перфорационным отверстиям. 6. Потеря нефти и газа за счет их перетока в пласты с низкими пластовыми давлениями. 7. Заколонные водоперетоки в непродуктивной части разреза, грифоны (в том числе в нагнетательных скважинах); загрязнение недр и окружающей среды. Требования к тампонажным материалам для ликвидации поглощений, первичного тампонирования, ремонта заколонного пространства В результате сооружения скважины должен быть создан долговечный, прочный, герметичный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Качество тампонажного материала имеет решающее значение при заканчивании скважины. От способности тампонажного раствора и камня выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность этапа сооружения скважины, но и срок ее безаварийной службы . При выполнении различных видов тампонажных работ к тампонажному раствору и камню предъявляются требования, связанные со спецификой этих работ. Определенные ограничения
накладывают также разнообразные геолого-технические и геолого-географические условия бурения и эксплуатации скважин. Поэтому высокая эффективность тампонажных работ может быть достигнута лишь в результате детального анализа и учета влияния различных факторов на тампонажные материалы и правильного, дифференцированного управления их свойствами в зависимости от конкретных условий сооружения и эксплуатации скважин. Весьма важное значение при этом имеет наличие достаточного ассортимента тампонажных материалов с широким диапазоном свойств. Основываясь на анализе геолого-технических условий, а также физико-химических, технологических, технико-экономических, санитарно-гигиенических факторов, оказывающих влияние на качество тампонирования, и использовав методику экспертных оценок, установили ряд требований к тампонажным материалам. Опыт работы с тампонажными материалами на основе минеральных вяжущих, а также с полимерцементами, позволил более или менее детально систематизировать эти требования. Тампонажный раствор Раствор в первую очередь должен характеризоваться устойчивой однородностью. Это означает, что во все время, его существования вплоть до образования камня он не должен разделяться на отдельные фазы ни за счет седиментации, ни за счет синерезиса, в противном случае тампонажный камень будет по объему меньше тампонажного раствора и герметизации заколонного пространства не произойдет. Тампонажный раствор должен хорошо омачивать поверхность металлических труб и горные породы. Только в этом случае можно ожидать возникновения адгезионных сил между тампонажным камнем с одной стороны и колонной и стенкой скважины - с другой. Эту характеристику раствора можно определить по краевым углам смачивания. Тампонажный раствор должен быть химически инертным по отношению к металлу, горным породам и пластовым флюидам. Требование не распространяется на те случаи, когда в тампонажный раствор вводят специальные добавки, взаимодействующие с металлом колонны, горной породой или пластовым флюидам, для достижения каких-либо определенных целей. Тампонажный раствор должен иметь регулируемые сроки отвердевания. Время загустевания должно быть несколько больше времени, потребного для приготовления, закачивания и продавливания тампонажного раствора в тампонируемую полость. Исключение составляют случаи, когда тампонированию подвергаются зоны интенсивного поглощения или закаленного перетока. В этом случае технологически оправданным является применение такого тампонажного раствора, который имеет очень короткие сроки загустевания и попадает в зону поглощения в полужидком состоянии. Вязкость тампонажного раствора должна находиться в определенных оптимальных пределах. Она не должна быть очень высокой, так как при прокачивании вязких жидкостей создаются неоправданно высокие гидравлические нагрузки на пласты. Она не должна быть также очень низкой, так как в противном случае тампонажный раствор будет легко фильтроваться в пористые породы. Особенно это опасно при тампонировании скважин против нефтяных пластов, так как отфильтровавшийся в пласт тампонажный раствор может его затампонировать. Исключение составляют случаи, когда тампонирование преследует цель ликвидировать пропуски в резьбовых соединениях колонн и других стесненных зазорах - здесь низкая вязкость раствора является положительным свойством. Когда истекает время до начала загустевают, тампонажный раствор набирает вязкость и в конце концов затвердевает. Полужидкое состояние не выполняет никаких технологических функций, но может служить причиной многих осложнений. В частности, прорывающийся газ или другой флюид
может сформировать в полужидкой массе канал, который останется и после полного отвердевания, то есть тампонажный материал не выполнит своего основного назначения разобщать пласты. Исходя из этих соображений, следует считать положительным свойствам тампонажного раствора как можно более короткий период между концом жидкого состояния и появлением у твердого материала несущей способности. Конструкции большинства скважин таковы, что тампонируемые зазоры в них невелики, не превышают 40-50 мм. Исключение составляют скважины, ствол которых проходит через карстовые пустоты, каверны, большие трещины и пр. Этот факт, а также технические возможности существующего насосного оборудования требуют, чтобы размеры твердых частиц в тампонажных растворах не превышали 3-5 мм. Волокна могут иметь длину до 10-15 мм. Идеальным поэтому показателю является тампонажный раствор, не содержащий твердых частиц вообще, так как он может проникать в самые малые зазоры, образованные эксцентрично расположенными колоннами, и в тонкопористые поглощающие и проявляющие горизонты. Плотность тампонажного раствора должна быть такой, чтобы столб жидкости в скважине не создавал опасных перегрузок на пласт, то есть чтобы не происходило поглощений или гидроразрыва пластов. С другой стороны, плотность не должна быть слишком низкой, чтобы давление флюидов в пласте не превосходило гидростатического давления столба жидкости в скважине, что может привести к газоводонефтепроявлениям. Промысловая практика показывает, что чаще всего наилучшей является такая плотность тампонажного раствора, которая позволяет на 10-20 % превысить гидростатическое давление столба жидкости в скважине над пластовым давлением. При попадании тампонажного раствора в зоны проницаемых пластов жидкая фаза раствора начинает фильтроваться в пласты, что приводит, во-первых, к изменению массового состава тампонажного состава и, как правило, к, изменению в худшую сторону большинства его физикохимических и технологических свойств, во-вторых, следствием фильтрации жидкой фазы в продуктивные коллектора является снижение нефтеотдачи пластов, в-третьих, глинистые породы начинают набухать и расширяться, а в дальнейшем теряют жидкость, сжимаются и в закаленном пространстве возникают каналы, что приводит к исчезновению тампонирующего эффекта. Следовательно, в подавляющем большинстве случаев тампонирования следует стремиться к тому, чтобы фильтратоотдача была минимальной. В идеальном случае она должна быть равной нулю. Исключение могут составлять ситуации, когда фильтрат обладает крепящими свойствами, а тампонажный раствор используется для тампонирования проницаемых пластов, негерметичных колонн, для ремонта цементного кольца и в некоторых других специальных случаях. Одним из важнейших технических требований, предъявляемых к тампонажному раствору, является простота его приготовления в условиях буровой. Как правило, тампонажные работы на буровой носят эпизодический характер и проводятся за короткое время. Поэтому экономически целесообразно иметь такую рецептуру тампонажного раствора, приготовление которой не являлось бы сложным или многостадийным процессом. Желательно, чтобы операция приготовления тампонажного раствора состояла из несложных операций смешения компонентов, которые можно производить с помощью простейшего оборудования, устанавливаемого на автомобилях. Использование процесса приготовления тампонажного раствора, связанного с проведением каких-либо сложных химических или физико-химических превращений, следует считать недопустимыми или, по крайней мере, весьма нежелательными. Объем тампонажных работ в целом по стране весьма велик и количество приготавливаемых тампонажных растворов достигает сотен тысяч кубических метров в год. Поэтому важным технико-экономическим фактором, влияющим на возможность использования тампонажного материала, является доступность его компонентов.
Так как в большинстве случаев скважины бурят с использованием промывочных жидкостей на водной основе, желательно, а в ряде случаев необходимо, чтобы тампонажный раствор легко совмещался с водой и водными растворами. Это достижимо в том случае, когда и сам тампонажный раствор приготовлен на воде. В отдельных случаях вместо воды в тампонажном растворе могут быть использованы другие полярные совместимые с водой жидкости, например, спирты, кетоны и т. д. Когда промывочной жидкостью является буровой раствор на углеводородной основе, необходимо, чтобы и жидкость затворения тампонажного раствора также была совместима с углеводородами. Что касается твердеющих компонентов тампонажного раствора, то желательно, чтобы они были недефицитными и недорогими, хотя в некоторых случаях экономически оправданным является применение дефицитных дорогих продуктов. Стоимость тампонажного материала является важной его характеристикой, однако она ни в коем случае не должна служить главной мерой при выборе тампонажной системы. Правильнее было бы оценивать рентабельность материала, то есть экономическую эффективность от его применения. В ряде случаев более дешевый материал является рентабельным, однако нередко анализ геолого-технических условий и предыдущего опыта указывает на то, что более высокий технико-экономический эффект принесет использование дорогого тампонажного материала. Вещества, способные в результате химических превращений переходить из одного физического состояния в другое (из жидкого в твердое) в той или иной мере всегда токсичны. Поэтому должен быть осуществлен выбор таких условий работы, когда материал не может оказать токсического воздействия на работающих. Здесь могут быть выделены два варианта. Во-первых, можно обеспечить работающих спецодеждой, надежно защищающей от токсического действия тампонажного раствора, и, во-вторых, пользоваться герметичным оборудованием для приготовления и закаливания в скважину тампонажного раствора. По-видимому, максимальный эффект может быть достигнут при сочетании обоих названных вариантов. Использование в тампонажных растворах реакционноспособных веществ накладывает определенные требования и на возможность их взаимодействия с биосферой. Необходимо точно знать, в какой мере происходит загрязнение окружающей среды при возможном попадании в нее тампонажного раствора. В связи с этим, прежде чем рекомендовать тампонажный материал к использованию, должно быть выполнено его санитарно-токсикологическое исследование и намечены меры для устранения возможного токсического действия на окружающую среду. В любом случае в целях защиты природы необходимо пользоваться герметичным оборудованием, в случае же аварийных разливов убирать разлитый тампонажный раствор с территории буровой или нейтрализовать его. При закачивании тампонажного раствора в зоны интенсивного поглощения раствор может попасть в пластовые воды. Если в растворе есть токсичные компоненты, то они приведут к ее загрязнению. В связи с этим должны быть приняты меры, предотвращающие попадание тампонажного раствора в пластовые воды. Этого можно добиться или путем максимального . сокращения сроков загустевания тампонажного раствора, или путем повышения его вязкости. Возможны и другие решения. В любом случае необходимо исследовать в лабораторных условиях, какое отрицательное воздействие на пластовые воды может оказать тампонажный раствор. Тампонажный камень Тампонажный камень, сформировавшийся и затвердевший в затрубном пространстве скважины, в зоне поглощения или водо-газо-нефтепроявления, должен иметь нулевую водогазонефтепроницаемость. Отсутствие проницаемости камня при соблюдении других физикохимических и технологических факторов обеспечивает высокий тампонирующий эффект.
Камень должен характеризоваться инертностью по отношению к окружающей среде, быть коррозионностойким. Так как камень в затрубном пространстве скважины должен выполнять свои тампонирующие функции в течение многих лет, его коррозионная прочность должна быть весьма высокой. Коррелирующее действие на тампонажный камень в пластовых условиях оказывают, в первую очередь, растворы и рассолы солей, таких как хлориды, сульфаты, бикарбонаты натрия, калия, кальция, магния, железа. Могут разрушающим образом действовать кислые газы - сероводород, углекислота, и их растворы в пластовой воде. В некоторых пластовых водах содержатся агрессивные соли йода и брома. Нефти многих месторождений имеют в своем составе активные нафтеновые кислоты. Так как в подавляющем большинстве случаев на разрабатываемых месторождениях известны геохимический состав разрезов и коррелирующее действие Пластовых флюидов, можно подобрать тампонажный материал, устойчивый длительное время против коррозионного разрушения. Твердение тампонажного материала после начала загустевания не должно сопровождаться усадкой. Наличие усадки приводит к возникновению зазоров, трещин, пустот и исчезновению тампонирующего эффекта. Идеальным по данному параметру является тампонажный материал, затвердевающий с одновременным расширением. Здесь же следует иметь в виду, что у материала, затвердевающего с усадкой, кинетика загустевания находится в зависимости от давления и эту зависимость необходимо учитывать при подборе материала для тампонирования конкретных скважин. В тех случаях, когда тампонированию подвергаются полости в глубокозалегающих пластах, тампонажный камень в течение длительного времени работает в термальном режиме. Известно, что у большинства материалов механическая прочность зависит от температуры эксплуатации. Этот фактор требует, чтобы материалы, предназначенные для эксплуатации в термальных скважинах, 'специально исследовались на термостойкость, причем должна исследоваться как предельная термостойкость, так и эксплуатационная термостойкость. Большинство материалов, особенно неметаллических, имеют так называемую температуру хрупкости. Это температура, ниже которой материал не может нормально эксплуатироваться, особенно при ударных нагрузках. По этой причине тампонажные материалы, предназначенные для тампонирования скважин, пробуренных в зонах многолетней мерзлоты, должны быть исследованы и на морозостойкость. Эта характеристика должна быть измерена также у тампонажных материалов, предназначенных для крепления направлений и кондукторов. пробуренных в районах, где зимой грунт промерзает на большие глубины до низких температур. Достичь полной герметизации затрубного пространства невозможно, если не будет создана сплошная неразрывная система: колонна - тампонажный камень - стенка скважины. Если между тампонажным камнем и колонной или стенкой скважины нет зазоров, то герметизация обеспечивается полностью. Однако наилучшим вариантом является наличие адгезионных сил на границах "колонна-камень" и "камень-порода", причем величина адгезии должна быть соизмерима с когезионными силами камня (пределом прочности при разрыве). Материалы, твердение которых происходит в среде растворителя, как правило, по структуре представляют собой молекулярные или кристаллические сетки и обладают полупроницаемостью. В то же время осмотические явления в пластовых условиях способны привести к разрушению тампонажного камня. По этой причине необходимы такие рецептуры тампонажных материалов, чтобы камень находился в осмотическом равновесии с пластовыми флюидами. Наилучшим решением этой проблемы является создание тампонажных материалов, не обладающих полупроницаемостью в отношении воздействующих флюидов. Однако в некоторых случаях полупроницаемость тампонажного камня может быть использована в технологических целях, например, при закреплении пород, склонных к набуханию и обвало образованием. В этом случае,
используя явление полупроницаемости тампонажного камня, можно вызвать обезвоживание и упрочнение неустойчивых пород. Одним из главных условий долговечности тампонажного камня является его инертность к окружающей среде и наоборот - среды к камню. Иначе говоря, должно быть обеспечено отсутствие массообмена между камнем и окружающей средой. Наличие массообмена в большинстве случаев приводит к объемным и механическим изменениям камня. В любом случае это вредно сказывается на тампонирующей способности. Механическая прочность, приобретаемая тампонажным камнем при отвердевании, должна обеспечивать сохранение камнем приданной ему геометрической формы в течение всего времени эксплуатации скважины. Это означает, что о величине механической прочности камня следует говорить в каждом конкретном случае; сказать заранее, какой должна быть механическая прочность камня, нельзя. В любом случае, не нужна прочность значительно выше прочности прилегающих пород. Не менее важной характеристикой, чем механическая прочность, является трещиностойкость камня. Количественной мерой трещиностойкости является удельная ударная вязкость. Высокая трещиностойкость камня совершенно необходима, так как он постоянно работает при ударных воздействиях. Перфорация продуктивной зоны, спуско-подъемные операции, насосная эксплуатация и т. п. непрерывно создают нагрузки на тампонажный камень. При производстве повторных изоляционных работ тампонажный раствор твердеет на контакте со старым тампонажным камнем. Для обеспечения высокого тампонирующего эффекта необходимо, чтобы раствор был совместим с камнем, то есть хорошо смачивал его, а вновь образующийся камень имел адгезию к старому камню, соизмеримую с его собственной прочностью. Соблюдение всех вышеперечисленных физико-химических и технологических факторов способствует созданию долговечной изоляции. Однако долговечность камня не является простой суммой других характеристик, хотя их обеспечение и является необходимым условием. Высокая долговечность камня обеспечивается рациональным сочетанием всех факторов, оказывающих как положительное, так и отрицательное воздействие на работоспособность камня. В частности, камень, инертный к окружающей среде, может быть частично проницаемым или полупроницаемым и обеспечивать долговременный тампонирующий эффект. Камень с невысокой механической прочностью, но эластичный и с хорошей адгезией к металлу труб и горным породам, также будет успешно выполнять свои функции. Тампонажный камень, находящийся в затрубном пространстве скважины, непрерывно омывается пластовыми флюидами. Даже при очень высокой коррозионной стойкости камня, когда под действием агрессивных реагентов в пластовые воды попадают ничтожные количества продуктов разложения, необходимы токсикологические исследования. Эта необходимость вызвана тем, что в настоящее время в тампонажных составах используются токсичные вещества, такие, как фенолы, альдегиды, непредельные соединения, органические кислоты, поверхностно-активные вещества. В будущем их применение расширится. Предельно-допустимые концентрации этих веществ в воде настолько малы, что попадание их в пластовые воды даже в незначительных количествах может привести в порче целых месторождений пластовых вод. Поэтому тампонажный камень, эксплуатируемый на месторождениях с промышленными запасами подземных вод, не должен содержать растворимых токсичных компонентов. Связующую основу полимерных тампонажных материалов составляют низкомолекулярные органические полимеробразующие составы и некоторые макромолекулярные соединения . Механизм образования из них твердых продуктов и свойства последних в корне отличаются от таковых у цементных растворов, благодаря чему возникает возможность достичь качественно новых показателей при тампонировании скважин. Промысловая практика подтверждает, что
использование полимерных тампонажных материалов часто бывает успешным в тех случаях, когда применение цементных растворов эффекта не приносит. В настоящее время известно много рецептур тампонажных материалов, в которых вяжущей основой являются полимеры и полимеробразующие составы . Чаще всего их используют при капитальном ремонте скважин, реже - для изоляции зон поглощений и водогазонефтепроявлений при бурении, и почти никогда - для первичного тампонирования. Такое неравномерное распределение потребления вызвано в первую очередь дороговизной полимеров по сравнению с тампонажными цементами. Другая, может быть более существенная причина отсутствие до последнего времени надежных рецептур полимерных тампонажных материалов, пригодных для герметизации закаленного пространства скважин, пробуренных в сложных геологических условиях. В то же время для повышения качества тампонирования стволов таких скважин нужны тампонажные материалы, отвечающие изложенным выше требованиям, которых цементы часто не в состоянии обеспечить. Проведенные исследовательские работы и промышленные испытания свидетельствуют о том, что можно создать тампонажные материалы на полимерной основе, способные удовлетворить самые жесткие требования технологии и в ряде случаев такие составы могут превосходить тампонажные материалы на основе минеральных вяжущих. Накопленный производственный опыт использования полимерных тампонажных материалов указывает на то, что их применение в ряде случаев является оправданным не только технологически, но и экономически. Однако создание новых и совершенствование существующих рецептур полимерных тампонажных материалов для борьбы с осложнениями при бурении, первичного тампонирования и ремонтноизоляционных работ сдерживается из-за отсутствия теоретических основ их разработки. В первую очередь, неизвестно, чем следует руководствоваться при выборе полимерного связующего, какие и в каком количестве растворители и разбавители могут быть введены в состав рецептуры, каковы принципы выбора и подготовки твердых наполнителей и заполнителей, какие методы применимы в скважинах для регулирования скорости перехода из жидкого состояния в твердое, каковы особенности протекания процессов полимерообразования в специфических условиях скважин и пр. На эти и многие другие вопросы до настоящего времени ответов, по крайней мере прямых, не было. Теоретический анализ и накопленный промысловый опыт использования полимерных тампонажных материалов позволяют выделить следующие основные направления их целесообразного использования: I) тампонирование заколонного пространства при наличии пластов, склонных к поглощениям и гидроразрыву под действием тампонажных растворов высокой плотности; 2) тампонирование закаленного пространства скважин на месторождениях с малой толщиной разобщающих перемычек; 3) ликвидация интенсивных поглощений тампонажного раствора высокой плотности; 4) тампонирование поглощающих горизонтов, сложенных малопроницаемыми породами; 5) тампонирование закаленного пространства при наличии высокоагрессивных пластовых флюидов; 6) предотвращение выноса песка из слабосцементированных коллекторов; 7) ликвидационное тампонирование геолого-разведочных скважин малого диаметра. Такая цель предусматривает создание в конечном итоге тампонажных материалов, которые сочетали бы в себе следующие показатели качества: - регулируемая плотность (в пределах от 1100 до 1500 кг/м3);
- регулируемая вязкость (в пределах от 30 до 300 МПа*с); - минимальная фильтратоотдача (не выше 50 см3/30 мин, желательно снижение до 5-10 см3/30 мин); - минимальное структурообразование тампонажного раствора в статическом состоянии; - образование при твердении некристаллических структур, что предотвратит прорывы флюидов (особенно газа) в процессе перехода тампонажного раствора в тампонажный камень; - образование устойчивого к растрескиванию тампонажного камня; - образование безусадочного тампонажного камня; - образование тампонажного камня, способного образовывать адгезионную связь с металлом колонны и горными породами; - образование коррозионно стойкого тампонажного камня; - образование тампонажного камня из фильтрата, проникающего в глинистую корку и пористотрещиноватую приствольную зону. Процесс тампонирования скважины полимерным тампонажным раствором рассматриваем как операцию химического формирования крупногабаритного изделия (длинного полого цилиндра со стенкой переменной толщины). Химическое формование имеет ряд положительных черт, способствующих его широкому промышленному использованию. Оно объединяет в себе весь длительный цикл изготовления изделия из пластических масс, включая синтез полимера, его наполнение твердым или жидким (или и тем и другим) наполнителем и изготовление изделия из композиции. Применительно к процессам крепления скважин полимерными тампонажными материалами метод химического формирования может найти самое широкое распространение, так как именно здесь наиболее полно раскрываются его достоинства - низкая вязкость исходных продуктов, одностадийность, возможность формовать изделия практически любой формы и размеров. Анализ требований к полимерным тампонажным растворам приводит к следующим заключениям. Раствор должен обладать невысокой вязкостью и малой величиной статического напряжения сдвига, причем последняя величина не должна существенно возрастать в период до начала загустевания тампонажного раствора, даже если он находится в статическом состоянии. Эти ограничения заставляют выбрать в качестве полимеробразующей такую систему, которая представляет собой водный или неводный раствор мономера, олигомера или полимера. При этом в последнем случае концентрация раствора должна быть относительно невысокой. Вместе с тем тампонажный раствор должен иметь регулируемую в широких пределах плотность, низкую фильтратоотдачу , а образующийся из раствора тампонажный камень должен иметь высокую механическую прочность, регулируемую проницаемость и т. д. Эта группа требований приводит к необходимости ввода в жидкую полимер-образующую систему седиментационно устойчивых наполнителей, с помощью которых можно было бы управлять перечисленными показателями. При отвердевании полимеробразующей системы должна образовываться такая надмолекулярная структура, которая была бы в состоянии выполнять роль конструкционного материала, то есть обладала бы заданной механической прочностью, стабильностью размеров и долговечностью в условиях эксплуатации. Анализируя химические механизмы образования надмолекулярных структур и сопоставляя их с возможными условиями полимерообразования в скважинных условиях, приходим к заключению, что в качестве связующей основы полимерных тампонажных материалов могут выступать только такие полимеробразующие системы, в которых в результате реакций образуются трехмерные сетки. Образование сеток должно идти по неравновесному механизму, а сами сетки должны образовывать с растворителем и наполнителем
термодинамически равновесные структуры. Никакие другие процессы образования надмолекулярных структур в скважинных условиях привести к образованию конструкционного материала не могут. Из технологических соображений изолирующий состав обычно формируется из двух отдельных композиций: основной или функциональной (полимерная смола или минеральное вещество, например, цемент) и отверждающей (отвердитель, затворитель). Каждый из этих компонентов имеет определенную химическую структуру, отличные физикохимические свойства, различную активность и способность к отверждению (полимеризации, поликонденсации, твердению) при соединении компонентов, проявление адгезионных (клеящих) свойств по отношению к упрочняемым породам. На адгезионную прочность изолирующих составов оказывают влияние Химико-минералогический состав пород, их влагопоглощающая способность и температура, величина раскрытия трещин в массиве, состояние (класс чистоты) поверхности, температуры и влажность воздуха в зоне проведения работ Химико-минералогический состав упрочняемых массивов зависит от типа горных пород. На скважинах тампонируемые породы в подавляющем большинстве случаев относятся к глинистым и углистым сланцам (аргиллиты, алевролиты), песчаникам. В состав пород могут входить сложенные преимущественно кальцитом известняки, органогенные известняки, сцементированные микрозернистым карбонатом, иногда примеси железистого карбоната в количестве до 30% всего объема карбоната породы, которые отрицательно взаимодействуют с кислотными отвердителями—соляной, азотной, фосфорными, бензолсульфо-кислотами, а также их солями. Скважинные воды, а, следовательно, и породы, в которые они способны просачиваться, характеризуются широким диапазоном разброса водородного показателя рН. Водная вытяжка таких пород также способна препятствовать формированию прочной адгезионной связи изолирующих составов с породами. Влагонасыщенность и способность к влагопоглощению влияют преимущественно на поликонденсационные составы (на основе карбамидных, фенолоформальдегидных и фуриловых смол), выделяющие в процессе отверждения побочную воду, молекулы и частицы которой препятствуют прочной адгезии состава к породе. Породы с высокой влагопоглощающей способностью адсорбируют эту воду, освобождая поверхность субстрата для связи с адгезивом. Влагонасыщенность и способность к влагопоглощению влияют преимущественно на поликонденсационные составы (на основе карбамидных, фенолоформальдегидных и фуриловых смол), выделяющие в процессе отверждения побочную воду, молекулы и частицы которой препятствуют прочной адгезии состава к породе. Породы с высокой влагопоглощающей способностью адсорбируют эту воду, освобождая поверхность субстрата для связи с адгезивом. Трещиноватость пород также является важным фактором, формирующим адгезию состава к породе: если она значительна (2—3 мм), во внимание, кроме прочности адгезии, следует принимать когезионную прочность самого состава, так как система «субстрат— адгезив» (порода—связующий состав) работает как композит из двух материалов. В этом случае прочностные качества связующего состава в отвержденном виде должны приближаться к соответствующим показателям породы. Величина зоны распространения трещиноватости влияет как на продолжительность нагнетания, так и на качество тампонирования. Требования, предъявляемые к изолирующему составу, должны основываться в первую очередь на способности активного взаимодействия с породами, характеризуемыми упомянутыми физикохимическими особенностями и состоянием.
Важным требованием, определяющим технологические возможности изолирующего состава, является его вязкость. От вязкости компонентов состава зависит выбор или создание средств нагнетания, смешивания компонентов. Исходя из таких условий, требование к вязкости компонентов состава обычно ограничивается 0,5 Па•с. На практике же стремятся достичь значений в пределах 0,3 Па•с, что позволяет составу без большого избыточного нагнетания проникать в достаточно мелкие (100 мк и менее) трещины горных пород. Поскольку параметр вязкости связан с температурой состояния рабочей жидкости, то указанная величина вязкости является приведенной к температуре +20° С. Применяемый состав не должен иметь усадку в процессе отверждения, особенно при тампонировании крупно трещиноватых массивов, так как это может привести к образованию повторных трещин в уже отвержденном составе, что снова не обеспечит устойчивости массива. Желательным требованием к составу является его вспенивание— способность увеличивать объем при отверждении. Вспенивание приводит к возникновению дополнительных распорных сил между блоками пород, способствующих их удержанию в равновесном состоянии. Одно из требований к изолирующему составу заключается в свойстве податливости (эластичности) отвержденного продукта, что вытекает из необходимости его противодействия сдвигающим деформациям, возникающим при ведении вблизи зоны тампонирования депрессий, особенно взрывных. По химической активности составы должны обладать 1 достаточной диффузией для быстрого перемешивания с отвердителем, допускать введение и взаимодействие с необходимыми кондициями модификаторов и наполнителей. По условиям переработки, хранения и транспортирования изолирующие составы должны легко, без специальных устройств переливаться из одной емкости в другую, заливаться в насосный агрегат. Для содержания компонентов состава необходимо применять емкости из материалов, стойких к воздействию активной части композиции (кислотного отвердителя, солей и пр.) и случайным ударным нагрузкам. Чаще всего их изготавливают из стального листа или жести. Во избежание потери рабочих качеств и для предохранения от выделения вредных паров синтетических веществ емкости должны быть герметично закупориваемыми. Хранение компонентов составов осуществляется в закрытых складских помещениях, оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией, при температуре выше 0° С. По безопасности применения изолирующих составов следует исходить из того, что все синтетические полимерные материалы, в особенности смолы, а также их отвердители (кислотные и пр.) в той или иной степени токсичны или опасны по своему воздействию на организм человека, в частности испаряют вредные для дыхания летучие вещества. В связи с этим компоненты состава должны обязательно удовлетворять требованиям ПДК, определяемым службами санитарного надзора, исходя из условий их применения в конкретной ситуации. При выборе изолирующих составов исходят из соотносительности адгезионной прочности Qа к породе с соответствующей (растяжение, изгиб, сжатие) прочностью самой породы. Прочность пород на растяжение колеблется в пределах 1,8-9 МПа, что дает основание ограничить величину прочности адгезии изолирующего состава к породе по растягивающим напряжениям Qа.р= 2 МПа а для составов, обладающих свойством эластичности (кремнийорганический продукт 119-296Т), меньшим значением Qа.р.=1,5 МПа Соответственно, по прочности адгезии к породе на сжатие, а также прочности когезии Qког самого изолирующего состава предельное значение нормальных напряжений ограничиваются значениями Qа.с.= Qког = 10 МПа
Для приготовления карбамидных составов используются выпускаемые химической промышленностью мочевиноформальдегидные смолы, относящиеся к олигомерам и представляющие в принципе податливый исходный материал, на основе которого можно получать карбамидные полимеры с различными свойствами. Путь синтеза полимерных материалов из олигомерных соединений к настоящему времени является достаточно освоенным: около 40% полимерных материалов получают таким способом. По внешнему виду карбамидные смолы представляют собой сиропообразные вязкие жидкости (до 0,3 Па-с) светло-желтого цвета. Для промышленных целей выпускаются водные растворы смол с содержанием сухого остатка около 70%. Указанные выше отвердители имеют вид хорошо растворяемых в воде кристаллических порошков. Соотношения растворов карбамидных смол (компонент А) и отвердителей (компонент Б) можно подбирать в достаточно широких диапазонах соотношений (от 1:1 до 8:1). При этом необходимо учитывать, что увеличение количества отвердителя ускоряет сроки гелеобразования, однако его высокая концентрация приводит к изменению структуры отверждаемого полимера, повышению его хрупкости, увеличению объемной усадки, снижению прочности адгезии состава к породе. Заметим, что явление усадки свойственно вообще поликонденсационным смолам, так как отщепляемый продукт реакции (вода, формальдегид и др.) приводит к уменьшению общего объема продукта. Хуже того, выделяемая в процессе поликонденсации вода (для карбамидных смол до 20% объема) в замкнутом пространстве трещины становятся изолятором, препятствующим качественной адгезии изолирующего состава к породе. Предрасположенность к усадке и хрупкости (особенно остро проявляющаяся через продолжительное время после отверждения: месяц и более), а также свойство избирательности по отношению к породам различного химико-минералогического состава являются основными недостатками карбамидных составов. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ Синтетические смолы (полимеры) представляют собой вещества, состоящие из длинных молекул цепного строения, которые включают в эти молекулярные цепи тысячи и десятки тысяч отдельных молекулярных звеньев. Они являются своеобразными телами и сочетают свойства твердого тела (большую прочность) с эластичными свойствами— способностью таких больших молекул изменять свою форму. Достоинство синтетических смол для упрочнения и гидроизоляции заключается, прежде всего, в создании прочной и долговечной структуры порода или массива горных пород. Полимеры могут образовываться двумя путями: в результате поликонденсации или полимеризации. Полимеризация—реакция соединения нескольких молекул (мономеров), протекающая без изменения элементарного состава и не сопровождающаяся выделением побочных продуктов. В реакцию полимеризации легко вступают органические соединения, в молекуле которых имеются двойные или тройные связи между атомами (например, этилен, стирол, изобутилен и др.). Поликонденсация—реакция соединения нескольких молекул одинакового или различного строения, сопровождающаяся выделением простейших низкомолекулярных веществ. Исходные мономеры должны содержать в молекуле не менее двух групп (ОН, СООН, NН2 и др.) Применение для тампонирования полимеров, образующихся в процессе полимеризации, затруднено из-за чувствительности их к примесям и невозможности повторного возобновления реакции полимеризации после ее прекращения. Полимеры, образующиеся при конденсации, лишены этих недостатков, получение их является наиболее простым, поэтому их применяют для тампонирования Правильность выбора полимерной смолы для конкретных горно-геологических условий в значительной степени определяет эффект тампонирования. Используемые для тампонирования горных пород синтетические смолы должны обладать: достаточным сцеплением (адгезией) с
породой в присутствии воды; активным взаимодействием непосредственно с минеральными частицами, обеспечивающим сохранение и рост силы связей в системе горная порода—полимер; способностью к отверждению при заданном температурном режиме в пределах от 5 до 1000С и при повышенной влажности; способностью растворяться и диспергировать в воде; стойкостью после отверждения; низкой стоимостью. Кроме того, одним из показателей качества полимерной смолы является усадка тампонажного раствора. При большой усадке раствора происходит отрыв отвердевшего раствора от породы, ухудшаются прочностные и водоизоляционные свойства порода и массива, горных пород. Карбамидные мочевиноформальдегидные смолы различных модификаций являются производными мочевины и представляют собой продукты поликонденсации формальдегида с мочевиной (карбамидом) и ее производными (тиомочевиной, дициандиамином). Из карбамидных смол, вырабатываемых химической промышленностью для тампонирования, используют мочевиноформальдегидные смолы марок МФ-17, крепитель М, крепитель К, мочевинофурфурол-формальдегидные смолы марок МФФ и МФФ-М, карбамон, МСБ. Смолы производятся промышленностью в виде водного раствора, стабилизированного аммиаком, или в виде белого порошка, состоящего из частиц размером 10—80 мкм, с растворимостью в воде на 90%. При длительном хранении на воздухе мочевиноформальдегидные смолы стареют, что связано с процессом поглощения кислорода воздуха, ускоряющимся с повышением температуры и действием солнечного света. В результате поглощения кислорода происходит деструкция полимера с выделением воды, газов и органических кислот. Лучшими вяжущими для упрочнения породы являются мочевинофурфурол-формальдегидные смолы. В качестве отвердителя смол используют технические кислоты (соляную, фосфорную, щавелевую), а также хлористый аммоний, суперфосфат и др. Карбамидные смолы относятся к числу термореактивных, способных переходить из плавкого и растворимого состояния в неплавкий и нерастворимый полимер. Смолы хорошо растворимы в воде в любых пропорциях. Они способны твердеть при обычных температурах и давлении, на холоде, в пористой среде с образованием в воде побочных продуктов - пространственных полимеров. Карбамидная смола имеет небольшую вязкость (112 мПа-с при 20° С и 6 мПа-с при разведении 1:1), что дает возможность применять ее для упрочнения мелкозернистых песков и водоизоляции горных пород с коэффициентом фильтрации менее 0,1 м/сут. При введении в смолу отвердителя (катализатора) происходит мгновенное снижение рН раствора. Отверждение начинается при определенном критическом значении рН = 2,4-=-2,7 (граница перехода смолы из жидкого состояния' в гелеобразное, а затем в твердое). Эта граница постоянна для любой концентрации смолы. При достаточно большом количестве отвердителя рН снижается до 2 и в течение нескольких минут происходит гелеобразование без изменения рН. При малых добавках отвердителя значение рН снижается до 2,6 и в течение нескольких часов продолжает снижаться до 2,4, т. е. до критического значения. При введении одного и того же количества отвердителя рН снижается быстрее у смолы более низкой концентрации. Поэтому быстрее происходит ее гелеобразование. Таким образом, контроль значения рН смолы является главным условием технологии упрочнения породы карбамидными смолами. На скорость отверждения смолы и на конечный эффект закрепления большое влияние оказывает содержание в породе карбонатов кальция и магния. Последние взаимодействуют с кислым отвердителем смолы, вследствие чего происходит частичная или полная нейтрализация отвердителя, что увеличивает рН и отверждения смолы может не произойти. Поэтому для породы с содержанием карбонатов
до 3% перед смолизацией производят обработку порода раствором соляной кислоты. В качестве отвердителей-коагулянтов для смолизации используют соляную и щавелевую кислоту. Соляная кислота (ГОСТ 857—78)—жидкость с исходной плотностью 1,19 т/м3. Щавелевая кислота С2Н2О4— порошок в виде белых мелких кристаллов, хорошо растворимый в воде. Рабочие растворы ее готовят на месте. С целью удешевления закрепления породы карбамидными смолами в некарбонатных породах можно использовать разбавленные в соотношении более чем 1:2 растворы смол совместно с 20%ным раствором кремнефтористо-водородного магния. Карбамидные смолы перед тампонированием разбавляют водой до плотности 1,08 —1,13 т/м3. Раствор соляной кислоты берут плотностью р= 1,023 т/м3. Изменяя соотношение объема кислоты и объема смолы, регулируют время гелеобразования от 5 мин до 4 ч. При использовании для отверждения смолы щавелевой кислоты концентрацию смолы оставляют прежней. Щавелевую кислоту берут 6%-ной концентрации, что соответствует плотности р= 1,023 т/м3. Время гелеобразования можно регулировать в пределах от 1 до 12 ч. Для пород, содержащих значительное количество карбонатов и глинистых включений, используют предварительную обработку 2—4%-ной щавелевой кислотой в объеме, соответствующем половине объема заполнения пор, с последующим введением карбамидных смол с щавелевокислым отвердителем. Возможно закрепление таких пород и без предварительной обработки, но с введением в раствор избытка кислоты (с учетом сохранения времени гелеобразования 20—30 мин). Фурановые смолы, представляющие собой смесь фурфурола с отвердителями (анилином, бензолсульфокислотой, серной кислотой, растворенной в ацетоне), не содержат воду, и благодаря тому, что фурфурол обладает малой вязкостью, тампонажные растворы имеют высокую проникающую способность. Фурфуроланилиновые смолы являются коррозионно-стойкими к воздействию на них щелочных и кислых сред. Фурфурол отверждается серной кислотой, растворенной в ацетоне, и рекомендуется к применению лишь при наличии кислой среды. Фурфуроловые смолы хорошо тампонируют карбонатные и другие породы, в том числе трещиноватые. Весьма интересным и перспективным путем улучшения качества карбамидных смол представляется направленный синтез карбамидных полимеров из олигомерных соединений в присутствии комплексообразователей. В качестве соединений комплексообразующего действия могут быть использованы апротонные кислоты (кислоты Льюиса)—хлористый цинк, уксуснокислый цинк и другие цинковые соли. Комплексообразование приводит к существенному перераспределению электронной плотности, изменению межмолекулярного взаимодействия и взаимной ориентации олигомеров, что позволяет воздействовать на скорость и селективность протекающих процессов, строение и структуру получаемых смол. Такой путь позволяет разработать процесс получения быстротвердеющей карбамидной смолы, сочетающей высокую скорость отверждения с повышенной жизнеспособностью и прочностью, пониженной токсичностью, эффект достигается также в результате синтеза карбамидных полимеров из олигомеров солей окисного железа, галогенидов гафния, титана, циркония, окиси цинка. Перечисленные катализаторы, кроме того, играют роль искусственных структурообразователей, облегчающих процесс упорядочения структуры, ориентации растущих полимерных цепей из твердой кристаллической поверхности. В результате увеличивается количество поперечных сшивок, повышаются прочностные характеристики соединения. Регулируемая конденсация карбамидных олигомеров в полимеры может быть осуществлена в присутствии олигомерных матриц из мочевины и эпихлоргидрина, этилендиамина и этиленкарбоната, напоминающих по своей структуре карбамидные олигомеры. За счет ориентации последних вдоль цепи матриц создаются условия создания строго регулярной структуры с повышенными прочностными и адгезионными характеристиками, а также
пониженной токсичностью карбамидных соединений. Введение олигомерных матриц ускоряет, кроме того, процессы конденсации и отверждения. Одно из направлений создания карбамидных полимеров с цепным комплексом свойств основывается на регулировании стадии отверждения карбамидных олигомеров, которое осуществляется за счет сочетательного выбора катализаторов и ускорителей отверждения, отвердителей многоцелевого назначения, смесей отвердителей. Управление процессом отверждения позволяет также снизить усадку и выделение формальдегида. В настоящее же время для целей тампонирования используются преимущественно карбамидные смолы типов КФ-Ж и КФ-МТ, имеющие наилучшие адгезионные характеристики по отношению к горным породам. Нагнетание карбамидных составов может осуществляться как по двухкомпонентной схеме, так и по однокомпонентной. При подготовке состава по однокомпонентной схеме нагнетания обычно срок гелеобразования составляет не менее 120 мин; при двухкомпонентной схеме время гелеобразования регулируется концентрацией раствора отвердителя в воде или его соотношением с карбамидной смолой. Испытания отвержденных карбамидных составов в условиях не равнокомпонентного сжатия показали их высокую вязкость разрушения, большие предельные деформации и пластичность. Адгезионная прочность изолирующих составов зависит от горно-геологических факторов, характеризующих состояние массива горных пород. Установлено, что важным свойством тампонируемых горных пород является их способность к влагопоглощению: чем порода менее насыщена влагой до начала взаимодействия с составом и чем выше ее влагопоглощающая способность, тем ожидаемая адгезионная прочность породы карбамидным составом выше. Исследования показали, что для полного отбора влаги, выделяющейся при поликонденсации карбамидной смолы, порода должна обладать некоторым необходимым и достаточным резервом влагопоглощения. В проведенных опытах при изучении адгезионной связи карбамидных составов с песчаником таким минимально необходимым влагопоглошением явилось 2,54%. Большое влияние на изменение адгезионной прочности карбамидных составов оказывает химико-минералогический состав пород, который вступает во взаимодействие с кислотными отвердителями тампонирующего состава—хлорным железом, щавелевой, соляной и другими кислотами. При тампонировании карбонатных или иных пород со щелочной реакцией кислотный отвердитель в первую очередь расходуется на нейтрализацию вещества контактной поверхности, в результате чего его концентрация снижается. Это приводит к увеличению сроков твердения состава и снижению адгезионной прочности к породе. Исследования показали, что активное взаимодействие пород с отвердителем, в результате которого водородный показатель рН отвердителя снижается от 1 до 3, приводит к падению адгезионной прочности карбамидного состава с породой почти в 9 раз. Существенное влияние на прочность соединения блоков породы карбамидными составами оказывает ширина раскрытия трещин. Адгезионная прочность карбамидного состава к породе достигает значения ? = 3 МПа при ширине трещин около 1 мм, но резко падает с их увеличением: при ширине 5 мм прочность ? =0,5 МПа. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СИЛИКАТНЫХ РАСТВОРОВ И СМОЛ В зависимости от принятой технологии и требуемого расхода инъекционные растворы на основе силикатов и полимерных материалов можно приготавливать на поверхности или в подземных выработках в лопастных, турбулентных, пропеллерных или турбинных растворосмесителях и растворомешалках. Кроме указанных применяют также турбулентные и растворосмесители СБ43Б, СБ-81 и СБ-108. Оборудование для приготовления растворов на основе силикатов и синтетических смол должно обеспечивать качественное и быстрое перемешивание исходных
компонентов в заданном количестве, не поддаваться агрессивным воздействиям растворов, иметь минимальные размеры и массу. В оборудование для приготовления инъекционных составов должны входить транспортные и расходные баки для компонентов и их растворов, растворосмеситель непрерывного действия и контрольно-измерительная аппаратура, обеспечивающая контроль за приготовлением раствора в заданной пропорции с точностью дозировки 1—2%. К растворосмесителям непрерывного действия относятся смесители в виде насадки, в которых смешение происходит устройствами принудительного действия или смесительными устройствами, в которых струя одного из компонентов раствора подается через специальное сопло в исток другого. При больших объемах нагнетания растворов на основе силикатов на месте производства работ используют силикаторазварочную установку для приготовления из силиката-глыбы жидкого стекла. Раствор жидкого стекла рабочей концентрации подготавливают за 3—4 дня до приготовления гелеобразующей смеси. Твердые материалы (хлористый кальций, щавелевую и фосфорную кислоты, алюминат натрия) растворяют в воде до рабочей концентрации непосредственно перед приготовлением инъекционных растворов. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ИЗОЛИРУЮЩИХ РАСТВОРОВ В зависимости от принятой технологии и требуемого расхода изолирующие растворы на основе КОС и полимерных материалов можно приготавливать на поверхности или в скважине в лопастных, турбулентных, пропеллерных или турбинных растворосмесителях и растворомешалках. Кроме указанных применяют также осреднительные емкости. Оборудование для приготовления растворов на основе КОС и синтетических смол должно обеспечивать качественное и быстрое перемешивание исходных компонентов в заданном количестве, не поддаваться агрессивным воздействиям растворов, иметь минимальные размеры и массу. В оборудование для приготовления изолирующих составов должны входить транспортные и расходные баки для компонентов и их растворов, растворосмеситель непрерывного действия и контрольно-измерительная аппаратура, обеспечивающая контроль за приготовлением раствора в заданной пропорции с точностью дозировки 1—2%. К растворосмесителям непрерывного действия относятся смесители в виде насадки, в которых смешение происходит устройствами принудительного действия или смесительными устройствами (диспергатора), в которых струя одного из компонентов раствора подается через специальное сопло в исток другого.
Освоение скважин Руководство разработано с целью повышения эффективности работ и усовершенствования мер по охране труда и окружающей среды при освоении скважин различными методами. Для повышения эффективности освоения необходимо уменьшать количество поглощаемой пластом задавочной и промывочной жидкости, применять различные метода ОПЗ с учетом геолого-технических особенностей скважина, соблюдать технологию процессов и четко организовывать работы. Уменьшение количества поглощаемой пластом жидкости достигается не только правильным подбором плотности жидкости глушения, но и ограничением производительности насоса, следовательно, и сопротивления восходящему потоку, при замене этих жидкостей на более легкую или на пену. Соблюдение технологических требований важно и при других процессах, Например, важно снизить производительность насоса на этапе подержания депрессии на пласт закачкой пены. На практике последнее часто не учитывается, из-за чего депрессия создается меньше возможной, иногда только после выпуска пены из скважина или перехода на продувку газом, т.е. фактически ограничиваясь кратковременной промывкой скважины пеной. Для ускорения освоения скважин также необходима работа компрессора при его нормально рабочей производительности. Часто практикуемая работа компрессора на низких оборотах снижает создаваемую депрессию на пласт и приводит к более позднему достижению газом или пеной наибольшей глубины. Важным показателем эффективности освоения является продуктивность освоенных пластов в скважине. Дня улучшения этого показателя необходимо использовать интенсивные и дифференцированные методы воздействия на пласт. В соответствии с этим руководство содержит некоторые рекомендации по использованию различных методов обработки призабойной зоны (ОПЗ) при освоении с учетом опыта нефтяников. Учтено, что технологии ОПЗ и вызова притока должны быть взаимоувязаны. Поскольку при освоении газом не исключается образование в скважине взрывоопасной смеси, в руководстве учитывается необходимость предотвращения возникновения инициаторов воспламенения: разряда статического электричества, ударной волны, открытого пламени, механической искры, электрической дуги, саморазогрева нагаромасляных и пирофорных отложений.
Опасная статическая электризация предотвращается с помощью устройства М40М2, которое ограничивает скорость газового потока в скважине и ее устьевой арматуре при выпуске в атмосферу и исключает манипуляции задвижками от начала и до конца процесса. Меры, принятые против статической электризации, попутно устраняют условия возникновения ударной волны внутри оборудования. Возможность проникновения наружного пламени, особенно опасная к концу выпуска газа; из скважины, предотвращается огнепреградителем, его мелкими отверстиями. Меры против саморазогрева нагаромасляных и других отложений направлены на предупреждение их образования и накопления. То есть на обеспечение чистоты, компрессорного масла, очистку клапанов, газопровода, устьевой арматуры и других. Предотвращению возможности образования электрической искры и дуги в скважине от электростатических зарядов и утечек тока служат требования по заземлению устьевого электрооборудования и исследовательской машины. Предусмотрены также меры для предупреждения образования механической искры в скважине при работах с глубинными приборами. Руководство предусматривает также создание безопасных условий эксплуатации технологического оборудования и другие меры по охране труда и окружающей среды. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ Организация работ. Освоение скважин производить по плану; утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. При необходимости изменения технологии последующих вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново. Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды НА объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора. В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по
предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК. С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления. Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м. Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов. На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить: постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ; круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации; постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов; готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием: природного или попутного нефтяного газа; двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу; инертных газов; жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу. Использование воздуха для этих целей запрещается. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода. Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону. Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах. По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры. Особенности освоения скважин с сероводородом
Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается. Освоение таких скважин производить заменой жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую; пеной без перехода на закачку газа, глубинным насосом, в том числе передвижным. Работника должны быть обеспечены фильтрующими противогазами марки В, КД, или БКФ и сигнализатором сероводорода. Во время освоения все работники должны находится с наветренной стороны от скважины и приемной емкости. К устьевой арматуре, пробоотборному крану и приемной емкости подходить и в загазованную зону входить, в противогазе. Выходящую из скважины газожидкостную смесь, содержащую сероводород, в обустроенных скважинах подавать в систему сбора. При появлении сероводорода из скважины, в продукции которой он не содержится, остановить процесс, выпустить рабочий агент из скважины и прекратить работе по освоению до ликвидации его причины. Общие подготовительные работы Подготовку территории (планировку, удаление пролитой нефти в других материалов), приемной емкости, выкидных линий, средств освещения рабочих мест, доукомплектование устьевой арматуры шпильками, замену жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую, и другие подготовительные работы производить накануне (в предыдущие дни) освоения. Перед начатом освоения скважины все участники работ должны быть ознакомлена с порядком ведения процесса и пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале учета работы компрессора. При расстановке на территории скважины передвижной техники и приемной емкости учесть направление ветра для исключения попадания газов на людей и технику, а также обеспечить удобство контроля и управления процессом работ. Расстояния между объектами должны быть: - от передвижной техники (компрессор, насосный агрегат, исследовательская машина и др.) до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м; - от компрессора до другой передвижной техники - не менее 10 м; - между автоцистернами я насосным агрегатом - не менее I м; - от культбудки до устья скважина - не менее 50 м. Выкидную линию из скважины в приемную емкость собирать из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно и жестко закрепить возле устья в местах поворота и у приемной емкости с помощью штопорных или стационарных якорей, рассчитанных на реактивное усилие потока не менее I т. До подключения нагнетательной линии давление в скважине снизить до атмосферного путем выпуска накопившегося газа в приемную емкость через
выкидную линию. При этом люди должны быть выведены из зоны выпуска газа в наветренную сторону. В загазованную зону разрешается входить только в противогазе. Общие требования к процессу вызова притока В течение всего процесса вызова притока на расстоянии менее 25 м от устья скважины и от емкости для приема жидкости из скважины запрещается: - производство работ, не связанных с освоением скважины; - пользоваться открытым огнем (курение, сжигание нефти и газа, электрогазосварочные работы и др.); - пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах; - пребывание посторонних лиц. При многократных вызовах притока газом на одной и той же скважине необходимо на каждом пятом выезде, но не позднее 30 часов суммарной продолжительности закачки газа в скважину, вызов производить с закачкой пены (по разделу 5 или 6) для удаления нагаромасляных отложений и окислившейся пленки нефти. О проведенной обработке сделать запись в акте на окончание освоения скважины. Для смазки цилиндров компрессора в канистры заливать специально отобранное масло, хранящееся в предназначенной только для этого металлической емкости. При перевозках и хранении компрессорного масла такого назначения, начиная от отбора из железнодорожной цистерны, должны быть приняты все необходимые меры против загрязнения нефтепродуктами, водой, пылью, продуктами распада отложений и другими примесями. Качество этого масла должно подтверждаться актом о соответствии ГОСТу, имеющимся у ответственного за горюче-смазочные материалы. Все узлы, используемые в обвязке компрессора со скважиной, один раз в год в собранном виде испытываются на прочность при пробном (полуторократном от рабочего) давлении с записью в журнале учета работы компрессора и составлением акта. АКТ об испытании утверждается главный инженером предприятия, владельца компрессора. Предохранительные и обратные клапана компрессора, а также участок газопровода, смонтированный на компрессорной установке, от нагаромасляннх отложений очищать не реже одного раза в 3 месяца. Остальную часть газопровода и холодильники компрессора очищать не реже одного раза в год. Очистку производить промывкой 3% раствором сульфонола, пропаркой. Старший механик, ответственный за техническое состояние компрессора
должен: - производить периодический осмотр компрессора с проверкой режима его работы по графику ППР, но не реже одного раза в месяц; - проверить правильность подачи масла в цилиндры не реже одного раза в 3 месяца; При осмотре мех.устройства необходимо разобрать и очистить от отложений, смазать притертые и трущиеся поверхности тонким слоем антифрикционной смазки (графитной БВН-1 или крановой ЛЗ-162) и собрать. При сборке штуцирующего крана устройства пробку вставить в корпус в положение закрыто так, чтобы тонкое отверстие в пробке (предназначенное для выравнивания давлений в скважине и полости пробки) было расположено с противоположной мелким выпускным отверстиям стороны. Пробку к корпусу поджимать гайкой натяга постепенно и при непрерывном поворачивании пробки, не допуская выдавливания смазки и добиваясь поворота рычага усилием 15-20 кгс. Машинисту компрессорной установки выдать на руки Инструкцию по охране труда машиниста компрессорной установки, из заводской инструкции по эксплуатации компрессорной установки (смазка, давление, температура по ступеням и др), кроме того на объектах он должен иметь при себе журнал учета работы компрессора. В журнале учета работы компрессора ведутся записи: - об испытаниях обвязки компрессора с устьем скважины; - о режиме работы компрессора на объектах и при проверке; - о скорости расхода компрессорного масла по ступеням; - о ежегодных испытаниях на прочность комплектных узлов, результатах периодического осмотра и обнаруженных неисправностях, проведенных очистках и ремонтах обратных клапанов газопровода. Исследования со спуском глубинных приборов Перед началом работ с закачкой газа проверить исправность заземления электрооборудования на устье скважины. Лебедку заземлить, независимо от наличия в исследовательской машине электрооборудования, подсоединением к обсадной колонне или с помощью переносного заземлителя. Если предстоит закачка рабочего агента в НКТ, то одновременно с нагнетательными линиями испытать на герметичность и лубрикатор с приготовленным для спуска глубинным прибором при открытой буферной и закрытой центральной задвижках. Прибор в скважину спустить до начала закачки рабочего агента и установить ниже нижнего конца НКТ. Перемещения глубинного прибора в скважине, находящейся под давлением газа или пены, допускаются только ниже нижнего
конца НКТ. Глубинный прибор поднимать только после выпуска рабочего агента из скважины. При исследованиях с закачкой газа и отсутствии фонтана подъем прибора, начиная от глубины уровня пусковой муфты или башмака, которую достиг газ при закачке, производить со скоростью не более 30 м/мин (на I передаче при малых оборотах двигателя). Скорость подъема контролировать по счетчику глубины и секундомеру. Работа с поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), используемые для пенообразования, малотоксичны, вызывают легкое раздражение слизистой оболочки я поврежденной кожи, в концентрированном виде пожароопасны. Неионогенные ПАВ (ОП-10, превоцел, диссолван и др.) не разрушаются микроорганизмами. Поэтому должны быть приняты следующие меры: Не допускать попадания раствора ПАВ в водоемы и источники питьевой воды. Жидкость и пену из скважины подавать в нефтесборный коллектор или приемную емкость для последующего сброса в систему сбора и закачки в пласты промысловых сточных вод. Пользоваться спецодеждой и рукавицами, избегать попадания ПАВ в глаза. ПАВ для мытья рук не использовать. При хранении концентрированных ПАВ и работе с ними соблюдать правила противопожарной безопасности. ВЫБОР ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ При вызове притока депрессия на пласт должна создаваться постепенно и соответствовать расчетной величине. Резкая и чрезмерная депрессия на пласт совместно с обычным при освоении повышенным содержанием загрязнений в призабойной зоне резко увеличивают вероятность ускоренного обводнения притока по высокопроницаемым прослойкам из подошвы пласта и из-за нарушения целостности цементного кольца. С другой стороны низкая депрессия удлиняет сроки освоения. Сначала рассчитываются максимально допустимые депрессии на пласт, затем из них необходимо выбрать наименьшую. Однако при этом учесть следующие дополнительные условия: - депрессию принимать равной 40 кгс/см2, если по расчету она оказалась меньше 40 кгс/см2; - депрессию принимать равной величине пластового давления, т.е. максимально достижимой при отсутствии притока (осушка скважина), если по расчету она оказалась больше пластового давления. При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции
закачиваемой водой более 3% или наличии подошвенной воды, создаваемое забойное давление на уровне кровли осваиваемого пласта должно быть не ниже давления насыщения, соответствующая этому условию максимально допустимая депрессия на осваиваемый пласт рассчитывается со формуле: Р1 = Рпл +Рнас, где Рнас - давление насыщения нефти газом, кгс/см2. При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой 3% и менее и отсутствии подошвенной воды, а также при перфорации водоносного (обводнявшегося) пласта или подошвенной воды депрессию на пласт выбирать независимо от величины давления насыщения. При разобщенности непроницаемым пропластком осваиваемого пласта и находящегося сверху или снизу от его невскрытого перфорацией водоносного (или обводнявшегося) пласта, перепад давления на I м высоты цементного кольца должен быть не более 25 кгс/см2. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт рассчитывается по формуле: Р2 = Рпл +25 h - Рпл.в, где h - высота цементного крепления между осваивавши и невскрытой перфорацией водоносным (или обводнявшимся) пластом, определяемым как сумма интервалов только с хорошим сцеплением, м; Рпл.в - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, кгс/см2. Примечание. При нагрузке более 25 кгс/см2 на I м высоты появляется вероятность нарушения целостности цементного кольца, возрастающая по мере увеличения этого перепада. Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колонкой против пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен превышать допустимый. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт: Р3 = Рпл +Рэк - Рпл.б -р hп 10-4, где Рэк = 200 и 155 - допустимый перепад давления на эксплуатационную колонну с условным диаметром соответственно 146 и 168 мм при снижении давления на забое, кгс/см2; Рпл.б - наибольшее давление во вскрытых и невскрытых перфорацией пластах, кгс/см2; ?hп - расстояние от пласта с наибольшим давлением до интервала перфорации, м. При этом принимать hп = 0, если пласт с наибольший давлением находится ниже осваиваемого;
р =1000 и 500 - в случаях соответственно закачки газа, и пены, кг/м3; Увеличение депрессии на пласт сверх вышеуказанных ограничений допустимо по согласованию с НГДУ в случае отсутствия притока из пласта, после принятия других возможных мер и проведения запланированного количества выездов для освоения (после бурения и капитального ремонта с перфорацией пласта в среде глинистого раствора количество выездов согласно регламента, в остальных случаях - 2-3 выезда). ОСВОЕНИЕ ЗАМЕНОЙ НА ЛЕГКУЮ ЖИДКОСТЬ Жидкость в скважине может быть заменена на следующие жидкости: - глинистый раствор на воду, затем при необходимости на нефть; - минерализованная вода, на пресную воду и нефть; - эмульсионный раствор на углеводородной основе на нефть. Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше. Производительность насоса при замене жидкости в скважине на воду или нефть закачкой в межтрубное пространство должна составлять: - при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм -- не более 3,5 л/с; - при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм- 6,0 л/с; - при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм- 9,0 л/с. В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. Давление закачки при этом не должно превышать 50 кгс/см2. Подача из скважины в сборный коллектор жидкости, приготовленной с использованием глины или барита, не допускается. При отсутствии притока, а также необходимости доосвоения или для достижения установившейся обводненности, освоение продолжать другими методами (при наличии сероводорода в продукции, а при отсутствии - газом). ОБЩЕ МЕРЫ ПО УСКОРЕНИЮ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН Освоение скважин газом и пеной при ухудшенной или естественно низкой проницаемости призабойной зоны пласта должна производиться с помощью ОПЗ, например, соляной или серной кислотой, глинокислотой (в том числе двухрастворной), раствором ПАВ, нефте-кислотной эмульсией, двухфазной пеной, пенокислотой, растворителем (в том числе нагретым), электронагревателем, ГРП, гидросвабированием, термохимической (ТХО) или термо-газохимической (ТГХО), а также различными их комбинациями. Технологии ОПЗ и вызова притока должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения. Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременным удалением продуктов воздействия из
призабойной зоны до их закрепления там, обеспечением необходимой, и допустимой интенсивности воздействия. Обработки с использованием кислот и ГРП могут применяться, в основном, для увеличения естественной проницаемости призабойной зоны, а остальные, включая солянокислотную обработку терригенных коллекторов, для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, ухудшенной заиливанием, глинистыми, асфальтосмолистыми и другими отложениями, водонефтяными эмульсиями. Скважины для закачки рабочего агента в пласт должны быть оборудованы пакером, если ожидаемое давление нагнетания превышает допустимое для эксплуатационной колонны. При обработке пласта с последующим вызовом притока, например, на добывающих скважинах, спускаемый пакер должен быть двухстороннего действия (типа ПШ, с упором на забой и др.) с обратный клапаном над ним, пропускающим жидкость из межтрубного пространства в трубное, или одностороннего действия ( типа Б76М, гидравлический и др.). НКТ или хвостовик пакера спустить до нижних отверстий фильтра, а пакер - на 20-50 м выше верхних отверстий фильтра. Обработка с закачкой кислота в пласт производится в соответствии с действующими инструкциями и геолого-техническими условиями. Но при этом учесть, что продолжительность извлечения продуктов реакции кислоты с материалом пласта значительно больше продолжительности самой реакции, а оставление их на более длительное время снижает проницаемостъ призабойной зоны пласта. Поэтому к вызову притока из пласта для выноса продуктов реакции необходимо приступить сразу же после снижения и стабилизации давления на устье, повышенного в процессе закачки кислоты, т.е. через 1-3 часа после продавки кислоты. 0бработка кислотной ванной, а при создании забойных каверн - каждая обработка должна заканчиваться промывкой скважины водой без создания значительной репрессии на пласт, а еще лучше пеной с созданием депрессии на пласт для предотвращения засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции и шламом. Обработка углеводородными растворителями производится с целью очистки пор и трещин в призабойной зоне от асфальто-смолистых и парафиновых отложений в виде самостоятельной операции или подготовительной перед кислотной и глинокислотной обработкой призабойной зоны. Вызов притока или обработку кислотой производить через 1-2 сутки после закачки растворителя в пласт. Растворитель с высоким удельным электрическим сопротивлением (бензин,
керосин, соляро-бензиновая смесь и др,}, если весь не был продавлен в пласт, перед вызовом притока газом должен быть вытеснен из ствола скважины промывкой водой, нефтью или пеной для предотвращения электризации его смеси с газом. Обработка раствором ПАВ (в основном неионогенных ОП-7, ОП-10, диссолвана и др.) при концентрации 0,2-0,3% и расходе 0.8-1м3 на I м мощности пласте производится с целью разрушения водо-нефтяной эмульсии и очистки от нее и других загрязнений пор и трещин в призабойной зоне незаглинизированных пластов. Дренирование пласта производится через I сутки после закачки раствора ПАВ Особо важными для ускорения сроков освоения скважин являются меры по сохранению проницаемости призабойной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин: а) применение, гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), эмульсионных глинистых растворов и других жидкостей, не ухудшающих проницаемость призабойной зона пласта при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин; б) вскрытие пластов бурением (кроме случаев вскрытия пластов с резко отличающимися давлениями в них), перфорация пластов при бурении и капитальном ремонте, глушение при текущем и капитальном ремонтах при репрессии на пласт не более 20 кгс/см2, а при наличии соответствующих средств - без создания репрессии на пласт; в) глушение скважин без продавливания поднасосной жидкости в пласт, т.е. путем замены в скважине части жидкости (например, нефти) на более тяжелую, используя при необходимости осаждение на забой; г) глушение скважин с низким пластовым давлением путем долива жидкости только до глубины, обеспечивающей репрессии на пласт не более 20 кгс/см . ОСВОЕНИЕ ПЕНОЙ Растворы ПАВ, легкорастворимых в воде (Сульфонол НП-3, ДС-РАС), могут быть приготовлены непосредственно в процессе освоения скважин по мере надобности в цистерне водовоза или в свободном отделе мерной емкости насосного агрегата. Растворы труднорастворимых ПАВ должны готовиться многократным перемешиванием с помощью насосного агрегата. Рекомендуется раствор такого ПАВ готовить накануне освоения в небольшом количестве повышенной, например, десятикратной концентрации, который в процессе освоения разбавляется водой до требуемой концентрации в свободном отделе мерной емкости или в цистерне водовоза.
Нагнетательную линию (пенопровод) для освоения скважины можно подключить как к межтрубной, так и трубной задвижке. Более предпочтительным является последнее, т.к. при этом резко уменьшается продолжительность закачки пены с противодавлением (репрессией) на пласт, создается более плавно возрастающая и более глубокая депрессия на пласт, резко уменьшается продолжительность выпуска пены из скважины. Кроме того, в случае спуска НКТ ниже интервала перфорации, предотвращается задавливание в пласт жидкости, возможное из-за закрытия нижнего конца НКТ осадком. Осадок может выпадать как до первого вызова притока из скважины (что не исключается и после протеки скважины водой), так и между вызовами притока. Нагнетательные линии компрессора и насосного агрегата (газопровод и растворопровод) к устьевой арматуре подключаются через смеситель: тройник, аэратор или эжектор. При этом вводы смесителя для подключения газопровода и растворопровода должны быть снабжены обратными клапанами для каждого агрегата, а отвод для пенопровода - выпускным вентилем высокого давления. Качество пены, получаемой с помощью тройника, несколько уступает получаемой с помощью аэратора или эжектора, но вполне достаточно для целей освоения скважин. В случае применения аэратора или эжектора агрегаты с устьевой арматурой обвязываются, но к боковому отводу аэратора подключается растворопровод, а эжектора - газопровод. Кроме того, при применении эжектора на его выкиде или на устьевой арматуре надо устанавливать манометр для контроля за величиной давления закачиваемой пены, т.к. она не соответствует показаниям манометров на агрегатах. В качестве насоса при освоении пеной рекомендуется использовать цементировочный агрегат ЦА-320М, а при наличии водовода на территории скважины, например, после бурения - ЦА-320М или ЗЦА-400. Насосный агрегат часто не обеспечивает производительность, необходимую для создания расчетной депрессии на пласт. Поэтому необходимо предусмотреть возможность снижения расхода жидкости и регулирования его в пределах 1,5-5 л/с, что также позволит уменьшать потребное количество раствора ПАВ. Это достигается оборудованием насосного агрегата втулками с наименьшим диаметром, например 100 мм и менее для ЦА.-320М, применив делитель расхода. При наличии делителя расхода и емкости с мерной линейкой для освоения пеной могут применяться и высокопроизводителъные насосные агрегаты. Делитель расхода представляет собой тройник, на одном из отводов которого имеется один или несколько параллельных вентилей высокого давления с
общей проходной площадью 0,8-1,5 см . Делитель устанавливается на растворопроводе, а его отвод с вентилем соединяется с вводом мерной емкости байпасной линией, собираемой из гибкого шланга без использования шарнирных самоуплотняющихся угольников, т.к. эта линия безнапорная. Открывание указанного вентиля увеличивает возврат раствора, уменьшая тем самым расход его в скважину. Чтобы возвращающийся раствор в мерной емкости не пенился и не мешал отсчету расхода раствора, необходимо удлинить один из отводов гребенки, имеющийся над мерной емкостью агрегата, до дна патрубком. Необходимо также учесть, что возврат жидкости должен быть в тот же отдел емкости цементировочного агрегата, откуда производится отбор насосом. В случае использования отдельной мерной емкости конец байпасной линии довести до ее дна и надежно закрепить. Нагнетательные трубопроводы опрессовать в следующем порядке: а) закрыть устьевую задвижку (нагнетательную) и создать насосом в нагнетательных трубопроводах пробное давление. Если в качестве смесителя применяется тройник или аэратор, то опрессовку насосом производить при давлении, равном полуторакратному рабочему от максимально ожидаемого, т.е. от 80 кгс/см2 - при использовании в обвязке компрессора. Если применяется эжектор, то опрессовку производить при максимальном рабочем давлении насоса; б) снять давление в трубопроводах открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности (при наличии их) с последующей повторной опрессовкой насосом и снятием давления в трубопроводах с помощью указанного же вентиля; в) создать в газопроводе компрессором максимально ожидаемое для него при освоении давление; г) снять давление в газопроводе открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности, при наличии их, с последующей повторной опрессовкой компрессором я снятием давления в газопроводе с помощью указанного же вентиля. Этап замены жидкости в скважине на пену Для начала закачки пены в скважину открыть нагнетательную и выкидную задвижки устьевой арматуры и включить в работу сначала насосный агрегат, а затем, через 20-30 секунд, компрессор. При замене жидкости в скважине на пену, для предотвращения загрязнения пласта, производительность насоса должна ограничиваться. В случае закачки в межтрубное пространство она должна быть: - при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм - не более 3,0 л/с;
- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм 4,0; - при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм 5,0. При закачке пены в НКТ производительность насоса должна быть не более 6 л/с. В случае повышения давления на компрессоре до величины, максимально допустимой для него или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 минуты, останавливать закачку газа, продолжая закачку раствора. При закачке пены с применением эжектора, кроме того, может быть также увеличена производительность насоса на 10-15 % (для улучшения подсоса газа эжектором). Этап циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт Производительность насосного агрегата После появления потока пены из выкидной линии скважины производительность насоса уменьшить до величины, определенной для этапа поддержания депрессии. Заданную производительность насоса устанавливать и время от времени контролировать по числу двойных ходов плунжера, а при применении делителя расхода - по мерной емкости и секундомеру. Например, для агрегата ЦА-320М при 28 двойных ходах плунжера в минуту и при диаметрах сменных втулок 90, 100, 115 и 127 мм производительности соответственно составляют 2,4; 3,0; 4,1 и 5,1 л/с. Так как число двойных ходов плунжера в минуту может быть снижено до 16 (при малом газе), то наименьшие производительности насоса при указанных втулках составляют соответственно 1,4; 1,7; 2,3 и 2,9 л/с. Производительность компрессора поддерживать постоянной, периодически контролируя число оборотов его двигателя, (для УКП-80 - 1100 об/мин). Продолжительность циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт должна быть не менее 3 часов. Замкнутая циркуляция раствора ПАВ Для экономии объема используемого раствора ПАВ рекомендуется применять его замкнутую циркуляции на этапе поддержания депрессии на пласт. Замкнутая циркуляция производится путем подачи пены, выходящей из скважины в установившемся режиме (давлении закачки), в отдельную емкость и периодической подачи отделившегося от газа раствора в мерную емкость. Для замкнутой циркуляции должен использоваться незагрязненный раствор ПАВ. Поэтому пена на этапе замены жидкости в скважине и после начала притока нефти должна подаваться в приемную емкость (амбар) или систему сбора.
Заключительный этап закачки пены Для прекращения закачки пены достаточно остановить агрегата и выпустить пену из скважины, если допустимо дополнительное снижение забойного давления, происходящее при выпуске пены, или если приток из пласта значительный, т.е. заполняющий сечение выкидной линии. Если указанное дополнительное снижение забойного давления недопустимо (причем приток из пласта небольшой), то необходимо: остановить закачку пены, начать выпуск пены из межтрубного пространства и закачать жидкость (можно пресную или пластовую воду без ПАВ) в НКТ. После прекращения самоизлива пены оба пространства скважины подключить к сборному коллектору через обратный клапан или после дополнительной выдержки открытой в течение 0,5 часа закрыть. Запрещается оставлять скважину закрытой, не выпустив пену из нее полностью и без дополнительной выдержит открытой, т.к. последующее разрушение пены может привести к образованию сжатой взрывоопасной смеси в скважине. Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина. При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота 7, компрессор для его закачки 14 и сливную емкость 9, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины. Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования – превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это условие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азотная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 – 33 мм. Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 – 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 – 20 м3/мин. При этом
давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают. Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор. Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течениенеобходимогопромежуткавремени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость. Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней. После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается. Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины.В начале внедрения КГТ проводили опыты по их использованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ОБРАБОТКОЙ ПЛАСТА ПЕНОЙ Для освоения с обработкой пласта пеной используется раствор неионогенного ПАВ (ОП-10, дисолван). Количество раствора ПАВ для закачки пены в пласт принимается равным 1-2 м3 на I м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м3. Количество раствора для вызова притока определяется, учитывая, что оно должно быть достаточно для 3-4 кратной замены жидкости в скважине на пену и 5-6 часовой циркуляции пены в скважине. Скважину с агрегатами обвязать как для освоения пеной закачкой в межтрубное пространство. Если приемистость пласта невысокая или неизвестная, для упрощения и ускорения работ должен использоваться компрессор высокого давления. Процесс освоения с обработкой пласта пеной Заменить жидкость, имеющуюся в скважине, на пену при производительности насосного агрегата 3-6 л/с.
Если в предыдущие дни приток из пласта не вызывался, уменьшить производительность насосного агрегата и поддерживать созданную таким образом депрессию на пласт в течение 1-2 часов для очистки перфорационных отверстий и близлежащей зоны пласта. Прервать приток из пласта, если он имеется, путем увеличения производительности насоса до 9-10 л/с при продолжающейся закачке газа до появления чистой пены из выкидной линии. Этим предотвращается образование сжатой газовоздушной смеси в колонне НКТ. Перейти иа закачку пены в пласт, для чего установить производительность насоса 3-5 л/с и закрыть задвижку на выкидной линии. Закачка пены в пласт продолжается до израсходована намеченного на цикл раствора ПАВ. Количество раствора ПАВ, закачанного в пласт в составе пены, отсчитывается с момента установления постоянного давления нагнетания на агрегатах. Если давление закачки пены в пласт превышает допустимую величину давления на эксплуатационную колонну или максимальное рабочее давление компрессора или насосного агрегата, производить продавливание пены из скважины в пласт жидкостью. Для этого надо остановить компрессор и закачать в скважину сначала раствор ПАВ ( при закачке в межтрубное пространство -Зм3, при закачке в НКТ - I м3), затем воду до достижения ею забоя или повышения давления до максимально допустимой величины. После этого открыть выкидную задвижку устьевой арматуры и приступить к вызову притока из пласта пеной. Продолжительность поддержания депрессии на пласт циркуляцией пены после снижения давления на агрегатах до 20-30 кгс/см2 должен быть не менее I часа. Работы второго цикла закачки пены в пласт с вызовом притока. При этом последний из вызовов притока должен продолжаться не менее 2 часов после снижения давления закачки и оканчиваться полным выпуском пены из скважины. При необходимости этот вызов притока может производиться пеной с переходом на закачку газа, если в продукции скважины сероводород не содержится. ОСВОЕНИЕ СКВАЖН ГИДРОСВАБИРОВАНИЕМ Гидросвабирование или метод переменных давлений (МПД) осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны репрессия-депрессия, разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной
зоны, а большие скорости возратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, преимущественно оборудованные эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для возможности создания необходимого давления без применения пакера. Гидросвабирование рекомендуется проводить после предварительного вызова притока из пласта газом или пеной с обработкой кислотной пеной или без нее. Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть заменена на совместимую с пластовой водой и слагающим пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1.5-3% раствор хлористого кальция, нефть, а также, если пласт не заглинизирован, 0,1-0,2% раствор неионогенного ПАВ, например ОП-10, 0П-7, дисолван, превоцел Шкопау. НКТ спустить ниже перфорационных отверстий. Порядок работы в циклах гидросвабирования: а) закачать в пласт жидкость гидросвабирования в течение 0,5-I мин по межтрубному пространству. Давление закачки на устье для I цикла - около 50 кгс/см2; б) произвести резкий сброс давления в скважине через НКТ открытием крана на устьевой арматуре с остановкой агрегата и излив в течение I мин в приемную емкость; в) закачать в межтрубное- пространство 0,7; 1,0 или 1,5 м3 жидкости при условном диаметре НКТ соответственно 50, 73 или 89 мм три средней производительности насосного, агрегата для удаления загрязнений из области перфорационных отверстий в колонну НКТ; г) последующие циклы производить в вышеуказанном порядке, производя полную промывку скважины через каждые 10 циклов и увеличивая давление закачки в каждом следующем цикле на 30-50 кгс/см2. Для поддержания максимально допустимого давления закачки по мере улучшения приемистости пласта в последующих циклах темп закачки необходимо соответственно увеличивать. По указанному порядку производить 50 и более циклов с общим расходом жидкости 10-30 м3 на скважину, т.е. до прекращения выноса закупоривающих частиц или, при отсутствии видимого выноса, до прекращения увеличения приемистости, определяемой после полной промывки скважины по давлению закачки с контролем за производительностью насоса по числу двойных ходов
плунжера в минуту. После гидроовабирования произвести вызов притока из пласта пеной иди освоить скважину под нагнетание воды. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН НАСОСАМИ Забой скважины, заглушенной раствором хлористого кальция с удельным весом 1300 кг/м3 и более или глинистым раствором, до спуска насосного оборудования должен быть промыт пластовой или технической водой в количестве полуторократного объема. После спуска установки ЭЦН до его запуска раствор хлористого кальция и пластовую воду г стволе скважины (до приема насоса) заменить на техническую воду или нефть. Выбор производительности погружного насосного оборудования производить на основании проверочных расчетов. При вводе скважин после бурения, ОПЗ и капитального ремонта выбор производить по предварительным расчетам на основе исследований или по прежнему спущенному насосу. До спуска ЭЦН скважина должна быть оборудована штуцером, рассчитанным на перепад давления 3 кгс/см2 для коэффициента подачи насоса, равного 0,7. Режим освоения центробежным насосом После пуска центробежной насосной установки должен быть организован контроль за режимом ее работы. Контроль должен производиться по перепаду давления на штуцере в течение I часа (первый контроле) после следующей продолжительности работы установки: при подаче 40 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 8 час при подаче 40 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 5 час при подаче 80 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 4 час при подаче 80 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 3 час при подаче 100 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 3 час при подаче 100 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 2 час при подаче 130-160 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 2 час при подаче 130-160 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 1,5 час при подаче 200 м3/сут и более и диаметре колонны 168 мм - 2 час при подаче 200 м3/сут и более и диаметре колонны 146 мм - 2 час Если перепад давления на штуцере во время контроля составлял более 3 кгс/см2 и в течение указанного часа не имел тенденцию снижаться ниже этой величины, то в последующем насосная установка может оставляться в режиме непрерывной работы. На основе исследований (замеры уровня жидкости, КВД и др. по необходимости) и соответствующего перерасчета возможна также замена насосной установки на более производительную.
Если перепад давления на штуцере при контроле был близок к величине 3 кгс/см2 или продолжал снижаться, продолжительностъ работы скважины под контролем увеличивать на 1-2 часа. Если перепад давления на штуцере был менее 3 кгс/см3, скважину ставить на приток на 4-6 часов. Если при контроле оказалось, что насосная установка стоит, проверить исправность установки и произвести замер уровня жидкости в скважине. В случае полной скважины и исправной насосной установки произвести замену жидкости, имеющейся в скважине, на нефть и пуск с контролем. При низком уровне жидкости скважину оставить на притоке на 4-6 часов. После нахождения скважины на притоке произвести пуск насосной установки под постоянным наблюдением (второй контроль). При этом сначала проверить возможность работы насосной установки в непрерывном режиме. Если перепад давления на штуцере снижается до величины ниже допустимой, то насосную установку ставить на программу для доосвоения скважины на 4-6 суток. Продолжительности нахождения скважины в работе и на притоке в полном цикле программы определить пропорционально продолжительностям последней непрерывной работы и предыдущего нахождения на притоке, в расчете на I; 2 или 3 полных цикла за сутки. После пуска на программе необходимо контролировать режим работа насосной установки в моменты первого пуска (третий контроль) и перед последующей остановкой (четвертый контроль) и, при необходимости, уточнить программу. После истечения срока работы насосной установки по программе проверить возможность работы ее в непрерывном режиме путем уточнения программы перед ее остановкой и наблюдения за перепадом давления на штуцере. Далее скважина может быть пущена в эксплуатацию в непрерывном режиме или продолжено ее освоение с уточнением программы. На основе исследований и соответствующего перерасчета возможна также замена насосной установки.
Бич нефтяников – отложения парафина и асфальто-смолистых компонентов
ВВЕДЕНИЕ Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ. Вязкое вещество темного цвета покрывает толстым слоем седла клапанов, шарики, полость плунжера и пр. Аналогичные отложения происходят и в призабойной зоне пласта, о чем свидетельствуют факты постепенного снижения продуктивности скважин. Условия образования отложений в пласте многообразнее, не всегда поддаются классификации, поэтому эта часть представлена на другой странице, скорее, в виде гипотезы , чем готовой к использованию теории. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина и асфальтосмолистых веществ (АСПО) в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти.Основной причиной, по моему мнению, является наличие воды и движение (скольжение) нефти относительно воды. Образованию отложений при добыче нефти способствует повышение концентрации асфальтосмоло-парафиновых соединений на поверхности капель нефти. При подъеме нефти с водой по стволу скважины происходит стабилизация поверхностной пленки и их охлаждение, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования. Причины образования отложений обусловлены концентрированием АСПО на поверхности всплывающих капель нефти. Основная масса сырых нефтей состоит из неполярных и малополярных компонентов. Полярные соединения (гетероциклические соединения) определяют активность нефти. Общепризнанным считается малая активность Ромашкинской нефти. Однако образование в скважине вязких отложений, для разрушения которой предпринимаются различные технические ухищрения, свидетельствует об обратном. Считается, что в образовании этих отложений основная роль принадлежит дисперсионным силам. Последние исследования показывают, что здесь участвуют также не совсем привычные нам силы, а именно - к существующим дисперсионным силам межмолекулярного взаимодействия в нефти добавляются структурные силы притяжения и водородная связь. При этом эти три силы находятся в причинноследственной связи: дисперсионные силы обуславливают возникновение водородной связи между молекулой воды и большой молекулой нефти с образованием стойкой пленки асфальтосмоло- парафинистых веществ на поверхности всплывающе капли нефти. Для этого молекула нефти должна иметь ароматический сесктет пи-электронов. Эта непривычная водородная связь, в свою очередь, усиливает структурные силы притяжения (за счет расклинивающего эффекта) между гидрофобными поверхностями. Причинно-следственная связь означает взаимозависимость степеней свободы между указанными силами (структурами), вернее, между результатами действия этих сил. Взаимозависимость (дробность) степеней свободы верный признак фрактала. (Во как загнул!) Кстати, на этом сайте фракталам в нефтедобыче посвящена отдельная страница.
Структура воды изменяется не только вблизи гидрофильной поверхности, ни и вблизи гидрофобной поверхности всплывающей капли нефти. Это приводит к структурным силам притяжения между гидрофобными каплями нефти и гидрофобными поверхностями (металл, песок, ржавчина). Гидрофобное взаимодействие оказалось сильнее, чем силы Ван-дер-Ваальса на расстоянии менее 8 нм, и падало экспоненциально с увеличением расстояния. Столь значительное дальнодействие гидрофобных сил обусловливает снижение барьера сил отталкивания электростатической природы, если он локализован достаточно близко, что как раз и наблюдается при сантинормальных концентрациях электролита, характерных для пластовых и сточных вод на поздних стадиях разработки. Таким образом, гидрофобная поверхность капель нефти порождает гидрофобное взаимодействие и увеличивает силу закрепления капли на твердой поверхности нефтепромыслового оборудования. Другой силой, обуславливающей повышенную стойкость нефтеорганических отложений, является водородная связь. Звучит необычно, потому что в нефти мало электроотрицательных элементов (кислорода, азота, серы). Но кажется, что не только кратковременные дисперсионные силы межмолекулярного притяжения действуют на поверхностную пленку всплывающей капли нефти. Напомним, что водородная связь образуется между донором протона (то есть кислотой) и донором неподеленной пары электронов (основанием Льюиса). Обычно в роли акцептора протонов выступают полярные группы, содержащие атомы кислорода, азота, галогенов. Ученые из университета штата Алабама доказали, что основанием Льюиса в водородной связи с молекулами воды могут служить ароматические секстеты пи-электронов бензольного кольца, то есть боковые и концевые моноциклические ароматические заместители в молекулах парафиноасфальто-смолистых веществ. Если же учесть, что даже инертная молекула твердого парафина имеет концевую ароматическую группу, то можно утверждать, что водородные связи возникают между молекулами воды и всеми высокомолекулярными соединениями нефти, что хорошо согласуется с наблюдаемой легкостью образования и стойкостью эмульсий смолистых (тяжелых) нефтей.
НЕОБЯЗАТЕЛЬНАЯ ПОДРОБНОСТЬ. Силы Ван-дер-Ваальса. Для сближения молекул при переходах в жидкое или твердое состояние между ними должны действовать силы притяжения. Изучая свойства газов, Ван-дер-Ваальс пришел к выводу о существовании неионных и нековалентных по своей природе сил притяжения и отталкивания между молекулами. Такие силы имеют различное происхождение, но носят общее название сил Ван-дер-Ваальса. Один из видов вандерваальсовых сил — это диполь-дипольные взаимодействия между полярными молекулами. Силы притяжения существуют и между неполярными молекулами. Даже атомы благородных газов очень слабо притягиваются к другу; именно поэтому их можно перевести в жидкое состояние. Между неполярными молекулами действует особый вид сил Ван-дер-Ваальса — дисперсионные или лондоновские силы. Причина возникновения этих сил объяснена физиком-теоретиком Лондоном следующим образом. Рассмотрим две очень близко расположенные к другу неполярные молекулы. Так как эти молекулы неполярны, то распределение электронной плотности в среднем симметрично. Но в каждый данный момент времени электронное распределение в одной из молекул может быть асимметричным, например, на мгновение у такой молекулы появляется дипольный момент. Следовательно, обе молекулы будут иметь диполные моменты, направленные так, что молекулы начнут притягиваться друг к другу. Так как электроны
движутся с большими скоростями, такое притяжение будет кратковременным. Уже в следующий момент диполь на первой молекуле может быть направлен в противоположную сторону. И снова дипольный момент, индуцированный (наведенный) во второй молекуле, станет таким, что между молекулами возникнет притяжение. Сами дипольные моменты возникают лишь на мгновение, но суммарный эффект их взаимодействия — это постоянно действующие силы притяжения. Поляризуемость показывает, насколько легко деформируется электронное облако и возникает индуцированный дипольный момент. Чем больше электронов в молекуле, тем выше ее поляризуемость, поэтому дисперсионные взаимодействия тем сильнее, чем больше молекулярная масса. Это объясняет, почему температура кипения у ксенона выше, чем у аргона Другой важный фактор — это форма молекулы. В длинных молекулах смещение электронной плотности происходит легче, чем в небольших, компактных, симметричных молекулах. Если две молекулы находятся очень далеко друг от друга, то индуцированные диполи не возникают и притяжение между ними отсутствует. Если же молекулы подойдут друг к другу слишком близко, то отталкивание между их электронными оболочками будет преобладать над индукционным эффектом, в результате чего молекулы "разойдутся". Половину расстояния между атомами при их наибольшем сближении называют вандерваальсовым радиусом атома. Кроме описанных выше диполь-дипольных взаимодействий и лондоновских сил вандерваальсовы силы могут включать взаимодействия между ионами и индуцированными диполями и между постоянными диполями и индуцированными диполями. Вандерваальсовы взаимодействия всех типов в случае малых молекул слабы. Несколько более сильны они между молекулами с длинными цепями, между которыми может возникнуть много точек соприкосновения Поэтому в ряду алканов этан является газом, гексан — жидкостью, а октадекан — твердым веществом. Углеводороды с разветвленными цепями более летучи (имеют более низкие температуры кипения), чем углеводороды с линейными цепями. У полимерных углеводородов молекулы выглядят как очень длинные цепочки, состоящие из тысяч повторяющихся структурных единиц. Длинные, нитевидные молекулы полиэтилена, могут выстраиваться так, что между их атомами образуются тысячи точек соприкосновения и возникают очень сильные вандерваальсовы взаимодействия. Полиэтилен — чрезвычайно прочный материал, из которого, в частности изготовляют трубы. ВОДОРОДНЫЕ СВЯЗИ Природа связи. Связь во фториде водорода — полярная ковалентная. При достаточном сближении двух молекул НF возникает притяжение между положительно заряженным концом одной молекулы и отрицательно заряженным концом другой. Так как притяжение между атомом водорода одной молекулы и атомом фтора соседней молекулы сильнее, чем отталкивание между двумя атомами водорода и двумя атомами фтора, то молекулы оказываются связанными между собой. Притяжение между атомом водорода одной молекулы и таким электроотрицательным атомом, как фтор, другой молекулы, называют водородной связью. В жидком фториде водорода множество молекул удерживаются вместе водородными связями. Еще более сильную водородную связь молекула НF образует с фторид-ионом — возникает ион. Кислые соли фтороводорода, например КНР2, содержат этот анион.
Водородная связь — это ковалентная связь между атомом водорода и одним из электроотрицательных атомов фтором, хлором, кислородом или азотом. Водородная связь отличается от диполь-дипольных взаимодействий других полярных молекул. Под полярностью АСПО понимают стационарное смещение электронов отдельных атомов молекулы или атомных групп, приводящее к появлению электрического дипольного момента. В таких молекулах центр положительных зарядов не совпадает на ту или иную величину с центром отрицательных зарядов. Поляризуемостью АСПО называют их способность приобретать или увеличивать свою полярность под воздействием внешних факторов. Наличие дипольного момента в молекуле АСПО обусловлено смещением центра тяжести заряда электронов к более электроотрицательному атому, появлением гомополярного диполя за счет различия в размерах атомных орбиталей, асимметрией атомных орбиталей вследствие их гибридизации, а также асимметрией электронов вследствие гибридизации. Полярность и поляризуемость АСПО во многом определяется электронными эффектами их активных групп. Полярность молекул зависит от статических эффектов, их поляризуемость — от динамических. Полярность нефтяных углеводородов обусловлена гетероатомами, содержание которых в нефти составляет в среднем: серы от 0,1% до 5%; азота от 0,33% до 0,55%, кислорода от 0,1% до 8%. Динамический индукционный эффект возникает, когда на атомы и молекулы, соединенные sсвязью, воздействуют внешние факторы, например другие полярные молекулы, ионы или электрические поля. Следует отметить, что поляризуемость молекулы зависит как от этих внутренних, так и от внешних факторов и силы их воздействия (например, от знака заряда ионов пластовой воды и напряженности электрического поля). Динамический индукционный эффект играет значительную роль в процессах физической адсорбции и хемосорбции асфальтенов, смол и парафина на поверхностях, несущих на себе заряды (песок, газовые пузыри, металл и т.п.). Важно также, что статический и динамический эффекты меняются в противоположных направлениях: чем менее полярна связь, тем она более поляризуема.
Динамические адсорбционные пленки На поверхности всплывающей капли нефти образуется пленка, которая по составу отличается от исходной нефти. Пленка асфальто-смолистых веществ (АСВ) представлена пентациклическими конденсированными молекулами с повышенным содержанием кислородных функциональных групп по сравнению с нефтью в объеме всплывающей капли. Повышенное содержание карбонильного кислорода в пленке приводит к изменению дисперсности и повышению вязкости оставшейся в капле нефти. АСВ в объеме капли нефти перед всплытием находятся в виде золя, а изъятие в процессе всплытия части полярных кислородных соединений из объема капли в пленку превращает золь в гель. Асфальтены и смолы являются структурообразователями нефти, поэтому концентрирование пленки АСВ на поверхности всплывающей капли вроде бы должно уменьшать вязкость оставшейся нефти в объеме капли. Но вязкость оставшейся нефти, наоборот, возрастает. Это значит, что молекулы АСВ, находящиеся в объеме капли нефти, являются стабилизаторами асфальтенов и способствуют их подвижности в объеме капли. При удалении АСВ из объема капли
на ее поверхность, оставшаяся нефть густеет за счет образования структурной сетки ассоциатов асфальтенов. Основная часть кислорода в пленке АСВ находится в виде карбонильного кислорода, то есть не в цикле, как молекулы азота и серы, а в составе открытой углеводородной цепи. Это обстоятельство обуславливает повышенную активность карбонильного кислорода как гетероатома. Таким образом, активность пленки АСВ обусловлена наличием кислородсодержащих полярных карбонильных групп, которые способны притянуться к воде за счет водородных связей и близко подойти из объема (диффундировать) к границе капли нефти. После этого начинают работать водородные связи между карбонильным кислородом АСВ и водородом воды. Происходит не просто притяжение полярных групп карбонильных соединений, но и поляризация поверхности всплывающей капли нефти. Этот процесс ускоряет формирование пленки асфальто-смолистых веществ (АСВ) на поверхности всплывающей капли нефти. Была предпринята попытка выделения пленки АСВ методом эмульсионной мембранной экстракции. Этот метод позволяет сочетать экстракцию с реэкстракцией и заключается в том, что вначале реэкстрагирующий раствор заключают в фазу экстрагента в виде стабилизированной эмульсии типа вода в нефти. Применительно к нашему случаю – это аналогия обратной эмульсии нефти, когда вода находится в нефти в виде глобул, которые, в свою очередь, окружены стабилизирующей пленкой асфальто-смолистых веществ. Вот эта пленка и играет роль мембраны. Обратная эмульсия нефти диспергируется в воде, образуя прямую эмульсию типа нефть в воде. Так получается эмульсия капель экстрагента с заключенными в ней более мелкими каплями реэкстрагента. Поэтому экстракция и реэкстракция протекают одновременно, чем объясняется высокий коэффициент извлечения при одной ступени экстракции. К сожалению, внятной теории нет, но предполагается, что лимитирующей стадией станет получение стабильной эмульсии реэкстракта в экстрагенте. Таким образом, смысл новой технологии выделения пленки АСВ заключается в том, что экстракция из нефти асфальто-смолистых веществ происходит в готовую пленку асфальтосмолистых веществ, которые уже изначально имеются на поверхности глобул воды. Если удается быстро растворить нефть из пленки АСВ в толуоле, то оставшуюся часть пленки можно растворить в пиридине и проанализировать АСВ. АСВ из пленки представляют собой похожий на асфальтены темный порошок, который в отличие от асфальтенов способен плавиться. То есть пленка АСВ на капле всплывающей капли нефти представлена, в основном, тяжелыми смолами, так как асфальтены не способны плавиться и растворяться в пиридине. Строго говоря, в пленке АСВ нет асфальтенов в привычном (ассоциированном - мицеллярном) состоянии. Количество смол и асфальтенов в пленке примерно в два раза выше, чем в исходной нефти, а их молекулярная масса около 1000, что выше молекулярной массы обычных смол, но существенно меньше молекулярной массы обычных асфальтенов. Это обуславливает повышенную адгезию (липкость) пленки АСВ всплывающей капли нефти к самым разным поверхностям (кристаллы парафина, металл, песок, ржавчина). Концентрация поверхностно-активных соединений нефти на поверхности всплывающей капли (в пленке) достигает десятков процентов /асфальто-смолистые вещества/, что в сотни и тысячи раз превышает критические концентрации мицеллообразования. Значительная часть этих природных ПАВ нефти находится в связанном состоянии с водой, которая усиливает полярные свойства
пленки АСПО /т.н. закон Кона, по которому молекулы воды ориентируют поляризируемые части молекул смол и асфальтенов наружу, во внешнюю фазу/. Все это определяет качественно иную структуру воды в АСПО, где она находится в пленочном состоянии, а не в виде глобул, что и определяет высокую устойчивость и вязкость поверхностной пленки. Взаимодействие поляризованных АСПО с пластовой водой приводит к образованию гидротропа - студнеобразного вещества с внешней водной фазой с тем лишь отличием, что вода находится в пленочном состоянии. Количество воды находится в пределах 3-5%, но этого достаточно, чтобы обеспечить экранирование поверхностного слоя капли нефти от действия соседних капель. Статические адсорбционные пленки девонской и угленосной нефтей, сформировавщихся в статических условиях на границе с водой. Прочность адсорбционных пленок на каплях нефти определяет условия образования отложений, поэтому значительный интерес представляет оценка прочности межфазных пленок, образовавшихся в статических условиях, в зависимости от времени старения. Прямая оценка прочности межфазных пленок "нефть — вода" непосредственно на каплях пока невозможна. Косвенный метод такой оценки основан на измерении удельного давления, вызывающего разрыв пленки оседающими на границу раздела стальными шариками, сбрасываемыми с высоты, при равномерной скорости движения в среде нефти вплоть до встречи с пленкой, образовавшейся на поверхности пластовой воды. Кривая, характеризующая изменение разрывающего пленку критического давления Ркр для угленосной нефти, расположена значительно выше кривой, полученной для девонской нефти. Отсюда ясны причины большей стойкости угленосных эмульсий по сравнению с девонскими: для угленосной эмульсии характерно быстрое старение — уже через 15 ч прочность пленки угленосной нефти достигает максимальной величины, в то время как для пленки девонской нефти этот предел достигается через 20 ч. Стойкость свежеобразованной пленки угленосной нефти оказалась такой же, как и девонской через 15 ч старения. Если принять в качестве критерия стойкости эмульсии коэффициент К — отношение критических давлений, разрывающих пленку угленосной и девонской нефтей соответственно (Ру/Рд), то окажется, что К = 1,13. Весьма показательно, что ход кривых для нефтей обоих типов различен. Для угленосной нефти характерно плавное нарастание прочности пленки после первых 2 ч, в течение которых темп нарастания прочности был особенно высок. Для девонской нефти наибольший темп нарастания прочности также отмечается в течение первых 2 ч, однако увеличение прочности с течением времени замедляется и кривая образует своеобразную площадку в интервале старения от 5 до 10 ч. Причина возникновения такой площадки до конца пока не выяснена, хотя не вызывает сомнения тот факт, что на этой стадии завершилось формирование первого адсорбционного слоя межфазной пленки. Последующий рост прочности пленки связан с возникновением вторичной диффузной, переходящей в нефть, прослойки из асфальто-смолистых компонентов и других веществ, также с уплотнением первичного слоя. Исследования изменения прочности пленок при повышении температуры выполнялись с заранее сформированными граничными слоями. Прочность пленок с различным временем их формирования при повышении температуры до 30— 40° С резко снижается. В условиях опытов снижение прочности межфазной пленки для девонской, так и для угленосной нефтей завершается в течение 30 мин. В это общее время входят такие его составляющие:
— время диффузии реагента к пленке и по ее поверхности; — время завершения адсорбционных процессов на частицах, армирующих пленку (сообщение ей индуцированной растворимости); — время перевода десорбированных от общей массы частиц в объем нефти. Обращает на себя внимание тот факт, что для пленок, формировавшихся в течение длительного времени (15—20 ч), характерно ступенчатое снижение прочности, в то время как для свежей пленки, формировавшейся в течение 1 ч, такая зависимость линейна. Это связано, очевидно, с последовательным разрушением диффузного и плотного адсорбционного слоев. Следует обратить внимание и на то обстоятельство, что остаточная прочность пленок для угленосной нефти при воздействии реагента оказывается намного выше, чем для девонской. Причем, для последней в интервале получаса отчетливо видна "взаимозаменяемость" времени и количества реагента, расходуемого на разрушение пленки. Исследования прочностных свойств пленок позволяют сделать следующие обобщения: — прочность пленок, сформированных на границе раздела фаз с водой, для девонской и угленосной нефтей с течением времени увеличивается не только при контакте воды и нефти, не содержащих деэмульгатора, но и в его присутствии; — увеличение температуры от 20 до 45°С приводит к снижению прочности пленок для девонской и угленосной нефтей на 12%; — разрушение пленок под воздействием реагента в покое является неполным. Остаточная прочность разрушенной пленки, формировавшейся в течение нескольких часов, всегда выше прочности свежеобразованной, а также выше прочности пленки, возникшей при "мгновенном" контакте воды и нефти; — прочность пленок угленосной нефти в сравнимых условиях всегда выше прочности пленок, возникающих при контакте воды с девонской нефтью.
При обводненности продукции 30-60% и малом отборе жидкости, что характерно для поздней стадии разработки, движение водонефтяной смеси характеризуется значительной величиной относительной скорости движения компонентов (воды и нефти). Многочисленные капли нефти всплывают в медленном водяном потоке. Такую структуру двухкомпонентного потока можно называть динамической эмульсией типа «нефть в воде». Динамическая эмульсия не может существовать в состоянии покоя. При увеличении расхода нефти и соответствующем снижении обводненности продукции относительная скорость движения нефти в воде уменьшается вследствие изменения условий всплывания многочисленных капель нефти. При контакте с ионами пластовой воды поляризуемые части молекул асфальтенов и смол на поверхности капли нефти ориентируются в водную фазу (динамический индукционный эффект), оставляя за собой части молекул, которые прочно связаны ковалентными связями с близлежащими молекулами асфальтенов и смол. Так возникает макромолекулярная пленка АСВ на поверхности движущейся (всплывающей) капли нефти. На поверхности всплывающей нефтяной капли возникает двойной электрический слой, отрицательная часть которой представлена поляризованной пленкой из макромолекул
(асфальтенов и смол), а положительная – ионами пластовой воды (Ca+2, Mg+2, Na+). То есть пленка на поверхности капли превращается в классический эмульгатор-стабилизатор, что сопровождается дроблением крупных капель. При всплытии капель ее поверхностный слой приходит в движение наподобие транспортерной ленты, и поляризация макромолекул продолжается. Этот процесс остановится (прекратиться), как только поверхностный слой, прилегающий к воде, насытится поляризованными молекулами, которые создадут непреодолимый барьер на пути новых порций. Установится динамическое равновесие. Подчеркнем еще раз! При движении капли и постоянном обновлении нефти на поверхности всплывающей капли происходит доставка асфальтенов и смол из объема капли на поверхность и их поляризация за счет динамического индукционного эффекта. Как только прекратится всплытие капли, обновление поверхности тоже прекращается и в результате теплового движения макромолекул пленка асфальтенов и смол должна бы рассосаться. Практически же на этот процесс накладывается понижение температуры в стволе скважины от 40 до 15 С , в результате чего большая часть парафинов кристаллизуется и пленка из макромолекул АСВ на поверхности всплывающих капель нефти приобретает стабильность до выхода нефти на поверхность. Таким образом, при всплытии капли нефти в столбе воды, высотой 1000-1800 м, на ее поверхности образуется пленка асфальто-смолистых компонентов. Пленка по мере всплытия капли продолжает обогащаться за счет диффузии тяжелыми компонентами нефти из глубины капли. На уровне всасывающего патрубка погружного насоса происходят драматические события: капля нефти с оболочкой АСВ из слоя воды попадает в слой нефти. Внутреннее давление, обусловленное поверхностным натяжением, разрывает каплю нефти. Поверхностная пленка асфальто-смолистых компонентов, несущая на себе тонкую прослойку пластовой воды, разрывается на мельчайшие осколки-капельки. Внутри этих капелек остается пластовая вода – происходит инверсия прямой эмульсии в обратную. Причем вода внутри мелких капель (образовавшихся из поверхностной пленки), обладает микронными размерами, то есть пластовая вода внутри капель асфальто-смолистых компонентов предельно диспергирована. Количество воды невелико 3-5 %, но предельная (почти мицеллярная) раздробленность определяет ее аномальные свойства.
Применение растворителей дает наибольший эффект в малодебитных скважинах при обводненности до 90%. При подборе реагента для очистки скважины и ПЗП - необходимо придерживаться правила: реагент должен отмывать или десорбировать грязь с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода (при рН=6-10), способствовать удалению наиболее прочных отложений - полярных АСПО. Другое обязательное условие - лучшая адсорбируемость реагента на очищаемой поверхности, чтобы предотвратить вторичное загрязнение очищенной поверхности (металла, породы). Такими свойствами обладают углеводородные растворители с катионоактивными ПАВ (которых у нас нет) и водные растворы неионогенных и анионоактивных ПАВ в концентрациях, превышающих пятикратные критические концентрации мицеллообразования ККМ (по справочнику). Хорошей адсорбируемостью обладают полиакриламид, сульфитный щепок, т.е. водорастворимые органические полиэлектролиты.
Лучшими отечественными ПАВ, отмывающими АСПО, являются /по степени возрастания отмывающей способности:синтанол ДС-10, смачиватель ДБ /6 баллов/, альфапол, синтанол ДТ-7 /7 баллов/,альфапол-8с /8 баллов/. Намного хуже работают в чистом виде ОП-10 и сульфонолы. Особый случай реализуется при закачке сточной воды, обработанной ингибиторами коррозии. По новой технологии сброса воды на установках подготовки нефти не исключена возможность залпового сброса промежуточного слоя из отстойников в сточную воду и далее в нагнетательную скважину. Концентрация поверхностно-активных соединений в нефти промежуточного слоя достигает десятков процентов /асфальто-смолистые вещества/, что в сотни и тысячи раз превышает критический концентрации мицеллообразования. Значительная часть этих природных ПАВ из нефти находится в связанном состоянии с водой, которая усиливает полярные свойства АСПО /т.н. закон Кона, по которому молекулы воды ориентируют поляризируемые части молекул смол и асфальтенов наружу, во внешнюю фазу/. Все это определяет качественно иную структуру воды в АСПО, где она находится в пленочном состоянии, а не в виде глобул, что и определяет высокую устойчивость и вязкость. Присутствие ингибиторов коррозии, обладающих свойствами пленкообразователей способствует солюбилизации /растворению/ сточной воды в АСПО, что еще более повышает устойчивость отложений. Взаимодействие АСПО с ингибиторами коррозии приводит к образованию гидротропа - студнеобразного вещества с внешней водной фазой с тем лишь отличием, что вода находится в пленочном состоянии. Количество воды находится в пределах 3-5%, но этого достаточно, чтобы обеспечить экранирование АСПО от действия нефти или конденсата при промывке и ОПЗ растворителями на углеводородной основе. Увеличение растворяющей способности углеводородов путем замены на ароматику также не способствует успешности промывки- всему причиной является пленочная вода на поверхности отложений. Наличие десятков процентов природного ПАВ в АСПО требуют такого же пропорционального увеличения концентрации ПАВ в водном растворе. Например,ОП-10 начинает отмывать отложения с поверхности труб при концентрации 2-5%, что в сотни раз выше концентрации мицеллоообразования этого ПАВ. Из этих рассуждений следует важный вывод: если используется углеводородный растворитель, необходимо с помощью соответствующего ПАВ обеспечить смачиваемость растворителем поверхности отложений. Если же применяются водные растворы ПАВ, то необходимо пересилить действие полярных ПАВ нефти, используя более высокие концентрации промышленных ПАВ совместно с небольшим количеством углеводородов /10%/.Это необходимо для смачивания и растворения ядра гидротропной системы. Расход ПАВ можно существенно сократить, если использовать композиции из различных соединений, обладающих синергетическими свойствами.
Знание причин образования отложений асфальтенов и смол на нефтепромысловом оборудовании позволяет грамотно подходить к выбору способов борьбы с этим негативным явлением. Первое, что приходит в голову – это предотвратить образование пленки асфальтенов и смол на поверхности всплывающих капель нефти. Для этого используют поверхностно-активные вещества. Действую они успешно, только если их добавлять в нефть на забое скважины, то есть там где образуются капли нефти. Проблема доставки поверхностно активных веществ на забой скважины и равномерной (оптимальной) дозировки технически не решена до сих пор.
Есть механический способ предупреждения образования отложений, который заключается в переносе всаса насоса на забой скважины. Суть способа предупреждения образования АСПО заключается в том, что фильтрующаяся через перфорационные отверстия из продуктивного пласта нефть смешивается в начале с товарной нефтью, находящейся в межтрубном пространстве скважины между обсадной колонной и колонной подъемных труб, и только затем сверху вниз поступает во всасывающий патрубок насоса (хвостовика), находящегося на уровне подошвы продуктивного пласта. Товарная нефть является носителем смеси реагентов, в число которых входят ингибитор парафиноотложения и деэмульгатор. Происходит полное растворение реагентов в нефтяной фазе продукции скважины еще до охлаждения (выпадения кристаллов парафина) и до смешения с водой (до образования обратной эмульсии воды в нефти). Процессу растворения способствует повышенная забойная температурыа (40°С). Кроме того, товарная нефть на 2-5% тяжелее пластовой (за счет удаления легких углеводородов), поэтому пластовая нефть будет всплывать до выравнивания плотностей, т.е. до полного взаимного растворения. При всех других известных способах предупреждения отложений парафина фильтрующаяся из пласта нефть попадает сначала в воду, заполняющую скважину от искусственного забоя до всасывающего патрубка насоса. Обычная глубина -подвески насосов составляет 100- 200 м, т.е. всасывающий патрубок насоса находится на глубине 800-1200 м от устья скважины. На этой же глубине осуществляется смешение ингибиторов отложений с нефтью. При средней глубине скважин 1800 м в обсадной колонне высота столба воды составит 600-1000 м. Первично вода попадает в скважину при промывке и глушении (техническая вода) и пополняется впоследствии из пласта. Каждая капля нефти, попадающая из перфорационных отверстий в полость скважины, при всплытии преодолевает этот столб воды. Время контакта при всплытии капель нефти с водой будет продолжаться от нескольких часов до суток. Это обуславливает образование на поверхности капель нефти устойчивой пленки воды. При вхождении капли нефти из слоя воды в слой нефти пленка воды лопается, в результате чего образуются капельки поды микронных размеров, распределенных о объеме нефти. Затем нефть попадает в насос, где процесс образования стойкой обратной эмульсии из микрокапель воды завершается. Опытным путем установлено, что в продукции обводненных скважин доля предельно диспергированной воды составляет 2-10%. Кроме того, капли нефти при всплытии охлаждаются от 40 до 19-21°С, при этом происходит кристаллизация более половины (55%) парафина, находящегося в нефти. Возрастает вязкость нефти. Все эти факторы - образование стойкой эмульсии микрокапель воды в нефти, образование и рост кристаллов парафина совместно с асфальтенами и смолами, а также повышение вязкости способствуют возникновению структуры в нефти еще до ее смешения с реагентами. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке подьемных труб, загустевает и прилипает к стенке трубы. В результате образуется неподвижный слой асфальтосмолопарафинистых отложений, где мирокапли воды служат армирующим материалом. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают все сечение подъемной трубы. Применение ингибиторов (замедлителей) выпадения отложений становится мало эффективным, т.к. нет реагентов, способных разрыхлить плотные отложения в условиях работы насоса.
В предлагаемом способе предупреждения образования АСПО возникновение загустевшего слоя нефти на стенках труб не происходит, т.к. отсутствует столб воды в скважине, в котором происходит охлаждение нефти и создаются условия для образования устойчивой эмульсии воды в нефти. В предлагаемом способе смешение пластовой нефти с реагентами происходит до контакта нефти с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина, т.к. смешение происходит в интервале перфорационных отверстий, т.е. выше уровня воды. Кроме того, в качестве носителя смеси реагентов используется товарная нефть данного месторождения, полностью совместимая с пластовой нефтью и изначально содержащая деэмульгатор. В товарную нефть деэмульгатор вводится на установках подготовки нефти. В этом отличие предлагаемого способа предупреждения отложений от известных, что конкретно выражается в откачке продукции скважины с уровня подошвы нефтяного пласта, т.е. уровня, который расположен ниже нижних перфорационных отверстий. Как следствие, обеспечивается полное растворение реагентов в фильтрующейся из пласта нефти, в которой еще отсутствуют устойчивые микрокапли воды и зародыши кристаллов парафина, Этим техническим приемом предотвращается образование плотных отложений при последующем снижении температуры и кристаллизации парафина. Для эксплуатации обводненных скважин с дебитом менее 40 м /сут, которые составляют основную массу осложненных образованием АСПО скважин, применяют штанговые глубиннонасосные установки. При этом сам насос спускается в искусственный забой на уровень подошвы продуктивного пласта или поднимается на 100-200 м над этим уровнем за счет хвостовика. В этом случае полость скважины ниже уровня подошвы продуктивного пласта выполняет роль газового якоря на приеме насоса. Это дополнительный эффект от применения способа. Другим положительным эффектом является уменьшение противодавления на продуктивный пласт за счет /замены водяного столба на нефтяной. Насосную установку монтируют из существующего оборудования, используя вставной насос и трехступенчатую колонну штанг 3/4 х 5/8 х 1/2 дюйма, изготовленной из легированной стали. Практически длина отдельных ступеней составила (для скважины глубиной 1800 м): штанги 3/4568 м. штанги 5/8- 780 м и штанги 1/2- 452 метра. Закачку реагентов производят при работающем насосе. В конкретном случае, введение деэмульгатора в виде 1% раствора в товарной нефти осуществляли посредством периодически повторяющейся закачки нефтяного раствора в межтрубное пространство. Объемы закачиваемого раствора составили 16 м3. для 5 дюймовой обсадной колонны и 21 м3 для 6 дюймовой колонны. Перед закачкой раствора деэмульгатора проводят комплекс исследований технических характеристик, которые реально изменяются в последующий период эксплуатации. К ним относятся: отбивка динамического уровня, замер дебита и обводненности нефти, определение вязкости, определение давлений в выкидной линии, замер силы тока на электродвигателе станкакачалки, снятие и рисшифровка динамограмм. На скважину завозится необходимое количество раствора деэмульгатора в нефти. К затрубному пространству работающей скважины подключается цементировочный агрегат. Закачка раствора производится на первой скорости агрегата для замены водяного столба на нефть до уровня подошвы продуктивного пласта. Периодичность закачки раствора в скважину определяется дебитом и обводненностью продукции скважины. Конкретно для каждой скважины периодичность устанавливается опытным путем. Скважина без закачки реагентов запарафинивается за 10-20 сут работы, использование
деэмульгатора продлевает эксплуатацию без осложнений до 90-100 сут с одной заправкой глубинного дозатора. Применение предлагаемого способа предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эксплуатировать скважину без подъема насосного оборудования до 300 сут. Таким образом, предлагаемый способ содержит новое техническое свойство, которое проявляется в ликвидации условий образования устойчивых микрокапель воды в нефти, являющихся центрами кристаллизации парафина и, главное, служащих армирующим материалом эсфадьтосмолопарафиновых отложений. Это новое техническое свойство не вытекает явным образом из условия переноса места откачки нефти, т.е. данный способ соответствует критерию изобретательский уровень. Усилению нового технического свойства служит изменение места введения реагентов в фильтрующуюся нефть в интервал перфорационных отверстий до ее контакта с водой и до ее охлаждения ниже температуры кристаллизации парафина. Контакт с водой и кристаллизация парафина происходят в присутствии реагентов, что также мешает возникновению плотных отложений на стенках труб. Деэмульгатор препятствует образованию стойких эмульсий, снижает смачиваемость парафина асфальто-смолистыми компонентами, ослабляя тем самым, взаимодействие между кристаллами. Таким образом, деэмульгатор, содержащийся в товарной нефти, выполняет новую функцию - тормозит рост кристаллов парафина и препятствует образованию плотных отложений. Рыхлые отложения смазываются потоком нефти. Использование в качестве носителя реагентов товарной нефти данного месторождения обеспечивает совместимость с пластовой нефтью и полное растворение реагентов до контакта с водой. Известно, что введение реагентов без разбавления приводит к образованию сгустков (коагуляции), что снижает их эффективность и увеличивает расход. Эффективность реагентов, предварительно разбавленных в товарной нефти, увеличивается на 15%. Все это вместе взятое способствует эффективному снижению асфальтосмолопарафинистых отложений, т.е. продлевает межремонтный пробег с 90-100 дней до 180-300 дней при использовании одних и тех же реагентов. Желающие могут ознакомиться со способом по патенту РФ № 1838360 «Способ предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений». Как любой профилактический способ он довольно эффективен. Был испытан на четырех скважинах Зеленогорской площади ОАО Татнефть с положительными результатами, но по организационно бюрократическим причинам не нашел широкого применения, так как не хватило административного ресурса для внедрения изобретения.
Кроме профилактических методов, существуют прямые способы удаления АСПО. Например, суть изобретения по патенту РФ №2067160 заключается в том, что при вакуумировании затрубного пространства кратно снижается давление и освобождается затрубное пространство от газа и пены для закачки теплоносителя. Этот прием облегчает закачку теплоносителя (пара, горячей воды или нефти) в затрубное пространство. При стабилизации остаточного давления, т.е. при прекращении падения давления в затрубном пространстве при работающем вакуум-насосе, удаляется основная часть газа (90-95% от первоначального количества), содержащегося как в полости скважины, так и в скважинной жидкости. Вакуумирование до остаточного давления, например, до 0,01 МПа достигается через 35-40 мин работы вакуум-насоса и снижает давление в затрубном пространстве в 50-100 раз (при нормальном давлении в затрубье 0,5-1 МПа). Во-вторых, происходит удаление
газа, его количество в скважине уменьшается в 20-50 раз по сравнению с обычными скважинами. Третьим достигаемым положительным эффектом является снижение динамического уровня жидкости на 100 м и более за счет удаления пены и растворенного газа. Вакуумирование затрубного пространства до момента прекращения падения давления на устье, как основная причина, вызывает целую цепочку взаимосвязанных последствий: удаление основного количества газа из скважины обуславливает увеличение вместимости затрубного пространства для теплоносителей (пара, горячей воды, нефти и т.п.). Уменьшение давления в затрубье и связанное с этим увеличение скорости закачки теплоносителя способствует проникновению тепла на большую глубину, т.е. прогреваются нижние секции подъемных труб. Например, в случае применения водяного пара давлению 0,5 МПа (обычное давление в затрубье) соответствует температура конденсации пара 150°С, а давлению 0,02 МПа, достигаемому по данному способу уже 60°С, т.е. по предлагаемому способу пар будет успевать опускаться на большую глубину до конденсации в результате охлаждения. Начальная температура пара одинакова и составляет 300°С при работе ППУ - ЗМ. При вакуумировании затрубного пространства скважины выделяются три периода, соответствующие: - удалению газа, находящегося над жидкостью (через 5-10 мин); - удалению газа, растворенного в скважинной жидкости выше приема насоса (через 15-20 мин); - стабилизации остаточного давления, соответствующее откачке газа из столба воды и всплывающих пузырьков нефти (через 35-45 мин). Присоединить вакуум-насос к скважине и начать отсос газа из затрубного пространства скважины гораздо легче, чем дождаться приезда ППУ и нефтевоза. Поэтому приходилось вынужденно вакуумировать скважину в течение 1-2 суток. Нет худа без добра- обнаружилось, что длительное вакуумирование способствует очистке ПЗП от отложений. При вакуумировании затрубного пространства добывающей скважины и одновременной работе глубинного насоса в течение 30-35 часов происходит заметное увеличение дебита нефти. Достаточно долгое вакуумирование скважины, по-видимому, включает новую силу – конвективную диффузию, когда идет не фильтрация, а диффузия (молекулярный процесс). Низкопроницаемые поры пласта очищаются от неподвижных пузырьков газа (эффект Жамена) и различных отложений, улучшая фильтрационную обстановку в пористой среде, что приводит к заметному увеличению притока нефти к забою скважины. В нагнетательной скважине вакуумирование продолжают до появления нефтяного газа (примерно 40-48 ч). В результате вакуумирования нагнетательной скважины, происходит удаление неподвижных газовых пузырьков из пор и трещин непромытой (низкопроницаемой) зоны пласта, что проявляется впоследствии в увеличении приемистости скважины.
Выпадение в осадок неорганических солей
Другой причиной, снижающей эффективность работы скважин, является выпадение в осадок из попутно - добываемых вод неорганических солей, которые откладываются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению техникоэкономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Отложение в нефтепромысловом оборудовании неорганических солей при добыче нефти известно в большинстве нефтедобывающих регионов. В условиях интенсивного отложения солей разрабатываются многие месторождения Урало-Поволжья, находящиеся в Башкортостане, Татарстане, Удмуртии и Оренбургской, Пермской, Самарской областях. В составе отложений преобладают гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы, пропитывающая скважинная жидкость. Первоначально отложение солей проявлялось в единичных скважинах, но с 70-х годов интенсивность солеотложения в скважинах резко увеличилась. В последующие годы процесс отложения неорганических солей распространился и борьба с отложениями солей переросла в сложную научно - техническую проблему. В настоящее время решение вопросов предотвращения солеобразования усложняется в связи с образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Образование таких отложений является следствием не только сложных геохимических изменений в пластах и попутно - добываемых водах, но и микробиологических процессов в призабойной зоне пласта и скважинах. Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках. Актуальность проблемы борьбы с отложениями солей сложного состава с сульфидом железа возрастает, поскольку фонд скважин, эксплуатация которых осложнена отложениями солей, постоянно увеличивается. Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, а межремонтный период по ним составляет 40... 120 суток. Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин. К настоящему времени характер и состав осадков неорганических солей в скважинах, оборудованных СШНУ, влияние отложений на основные показатели работы установок достаточно полно изучены. В то же время изучение образования солей в УЭЦН весьма неполно. Отсутствует системный подход к выявлению механизма образования отложений, не изучена динамика их роста и влияние на рабочую характеристику насоса. Поскольку методы прямого контроля состояния рабочих органов отсутствуют, крайне сложно оценить работоспособность насоса в условиях осадкообразования и своевременно провести мероприятия по восстановлению его
производительности. В результате применяемые методы восстановления производительности установок недостаточно эффективны. Образование отложений солей в скважинах и насосном оборудовании приводит к ухудшению показателей эксплуатации насосных установок и недоборам нефти, повышенному износу рабочих органов насосов, авариям и преждевременным ремонтам оборудования. Все это в наибольшей степени проявляется в наклонно-направленных скважинах. Предотвращение процесса осадкообразования в скважинах требует привлечения дополнительных материальных и трудовых ресурсов. В итоге отложение солей приводит к значительным издержкам производства и увеличению себестоимости добычи нефти.
Механизм образования отложений солей Добыча нефти базируется на использовании различного типа глубинно-насосных установок, подавляющее количество из которых составляют ШГН и ЭЦН. Ими добывается свыше 99% жидкости и 98% всей нефти. Эксплуатация глубинно-насосных установок зачастую осложнена образованием отложений неорганических солей в их рабочих элементах. Так, при эксплуатации скважин, оборудованных СШНУ, характерными местами накопления осадков являются устьевая арматура, НКТ, клапанные узлы насоса, приемный фильтр, нижние трубы хвостовика. При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, характерными местами накопления осадков являются устьевая арматура, НКТ, обратный клапан, рабочие органы ЭЦН, приемная сетка, протектор, наружная часть электродвигателя и кабеля. Опыт борьбы с отложениями неорганических солей в насосных установках показал, что, при прочих равных условиях, из-за конструктивных особенностей - большей сложности, наличия многочисленных проточных каналов значительной протяженности, большого количества трущихся деталей, шероховатости рабочих органов и значительного изменения термобарических условий, в УЭЦН создаются более благоприятные условия для формирования солеотложений, чем в СШНУ. В то же время УЭЦН оказываются более уязвимыми к отложениям солей, во-первых, изза отсутствия методов текущей оценки рабочего состояния насоса, аналогичных динамографированию для СШНУ; во вторых, образование даже незначительных отложений в рабочих органах насоса приводит, как правило, к преждевременному выходу установки из строя или даже к падению ее на забой скважины.
Образование осадков солей на оборудовании Современные методы разработки нефтяных месторождений, предусматривающие систему площадного заводнения или разрезание залежей на блоки рядами нагнетательных скважин и применение для поддержания пластового давления поверхностных пресных и сточных вод, привели к. осложнениям в добыче, транспорте и подготовке нефти, которые связаны с образованием твердых отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Проблема борьбы с отложениями неорганических солей возникла с внедрением интенсивных систем разработки нефтяных месторождений и прогрессирующим обводнением продукции добывающих скважин.
Отложения солей наибольшую опасность представляют для механизированного фонда скважин. Образование осадков, в частности, на рабочих поверхностях ц/б насосов, направляющих аппаратах в УЭЦН нередко приводит к их заклиниванию, слому вала насоса, либо к выходу из строя электрического кабеля. Разнообразие геолого-физических особенностей строения продуктивных пластов, особенностей разработки месторождений, систем поддержания пластового давления, и типа используемых для этого вод, предопределило разнообразие причин образования отложений неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования. Широкие испытания магнитных, акустических методов предотвращения солеотложения позволяют сделать вывод, что они не предотвращают образование отложений, а лишь снижают интенсивность их образования. Магнитные, электрические, акустические методы, покрытия оборудования защитной оболочкой не имеют перспективы широкого применения, они могут найти лишь узкое и ограниченное применение. В промысловой практике ОАО "Татнефть" для предупреждения солеотложений используются ингибиторы, которые при постоянном дозировании способны продлить межочистной период работы скважины на несколько месяцев. Однако отсутствуют достоверные методы прогнозирования длительности действия ингибитора, поэтому при прекращении подачи ингибитора происходит необратимое отложение солей. Эти отложения могут быть удалены химическим или механическим способом. Промысловые испытания показали, что многие скважины можно успешно обрабатывать растворами кальцинированной соды, если проводить обработки сразу же после появления отложений солей. Объясняется это тем, что слой осадка вначале хорошо проницаем, имеет небольшую толщину и легко разрушается. Однако в скважин имеет место восстановление разрушенных отложений и повторные обработки растворами кальцинированной соды результатов не дает. Лучшие результаты дает повторная обработка раствором каустической соды, так как она легче проникает в плотные осадки за счет разрушения структуры осадков. Институтом "ТатНИПИнефть" разработана технология удаления карбонатных и гипсовых солей с нефтепромыслового оборудования при ремонте скважин с использованием растворов бишофита с добавками соляной кислоты, 3 или 5% концентрации. Бишофит по своим физико-химическим свойствам является близким аналогом хлористого кальция, содержит в основном хлористый магний, поэтому полностью совместим о пластовой водой любой минерализации. Разработанные на основе бишофита составы обладают достаточно высокой растворяющей и диспергирующей способностью. Отложения неорганических солей в эксплуатационных скважинах представляет собой проблему, решение которой связано со значительными затратами. Эти отложения не только снижают добиты скважин, но и ухудшают работу оборудования, ведут к. выходу его из строя. Во многих случаях значительные отложения солей наблюдаются в скважинах, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами. Известно, что контроль за нормальной работой глубиннонасосного оборудования можно осуществлять с помощью динамометрирования. При отложениях гипса в эксплуатационных скважинах уже в интервале фильтра, а также в глубинно-насосном оборудовании, наблюдается специфическое изменение вида промысловых динамограмм. При отсутствии гипса очертания динамограмм отвечали условиям нормальной работы скважин.
Изменение очертаний диномограмм обусловлено в определенной мере таким явлениями, как неполное заполнение насоса жидкостью, срыв подачи насоса эатрубным газом. Одновременно с аномальными очертаниями динамограмм появление гипса в скважинах сопровождается неуклонным снижением дебита жидкости и накопленного водонефтяного фактора, который представляет отношение нарастающей добычи воды к нарастающей добыче нефти. При эксплуатации скважин электроцентробежными насосами появление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по неуклонному снижению производительности скважины и резкому повышению динамического уровня, иногда до устья скважины. Таким образом, контроль за появлением неорганических солей в действующих нефтяных скважинах и глубинно-насосном оборудовании можно оперативно осуществлять в комплексе по характеристикам работы глубинно-насосного оборудования, неуклонному падению производительности скважин, характеристикам вытеснения на стадии обводнения, изменению динамического уровня в скважине и другим показателям, не требующим специальных промысловых работ и остановок скважин. Методы борьбы с солеотложениями преследуют обычно две цели: путем химического воздействия воспрепятствовать отложению солей, удалить выпавшие соли с поверхности оборудования в случае неэффективного действия ингибиторов. Основными компонентами большинства промысловых отложений являются карбонат кальция, сульфат кальция и (или) сульфат бария. В скважинах отложения чистых сульфата или карбоната кальция встречаются редко. Обычно они представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин. Процесс выпадения в осадок сульфата или карбоната кальция протекает в три стадии. На первой стадии ионы кальция соединяются сульфатными или карбонатными ионами и образуют молекулы. Далее молекулы объединяются в микрокристаллы, служащие центрами кристаллизации для остального раствора. Агрегаты кристаллов растут и при достижении определенных размеров выпадают в осадок или прилепляются к. стенкам оборудования. Неорганические отложения встречаются в трех формах: в виде тонкой накипи или рыхлых хлопьев, в слоистой форме, в кристаллической форме. Отложения первого вида имеют рыхлую структуру, проницаемы и легко удаляются. Слоистые отложения, такие как гипс, представляют собой несколько слоев кристаллов, иногда в виде пучка лучин заполняющих все сечение труби. Кристаллические структуры, такие как барит и ангидрит образуют очень твердые, плотные и непроницаемые отложения. Барит настолько плотен и непроницаем, что с помощью химических обработок, удалить его со стенок оборудования не представляется возможным. РАБОТЫ ПО УДАЛЕНИЮ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ
Образование солеотложений твердых осадков преимущественно неорганических веществ в пористой среде нефтяных пластов, на стенках труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях обусловлено кристаллизацией солей из перенасыщенных по разным причинам попутно добываемых пластовых вод. Основными из этих причин следует считать испарение, смешивание несовместимых вод, растворение горных пород и газов, изменение термобарических условий, дегазацию воды и изменение ее общей минерализации. Отложения карбонатов кальция, сульфатов кальция и бария образуются, как правило, в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы, механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность соленакопления, характер и свойства отложений. Один из механизмов кристаллизации (гетерогенный) связывают с возникновением зародышей кристаллов на границах разделов фаз. Кристаллизация ионов неорганических веществ интенсифицируется активными компонентами нефти, обладающими избыточной свободной энергией (ароматическими непредельными углеводородами, сернистыми соединениями, асфальтенами, парафинами, смолами), которые в рассматриваемом процессе носят название аполярных и гетерополярных собирателей минеральных частиц. Наиболее существенное влияние на кристаллизацию солей из перенасыщенных растворов оказывают асфальтены и смолы, адсорбирующие на своей поверхности ионы солей и превращающиеся в центры кристаллизации. Существенное влияние на механизм солеотложений оказывают также режим движения газожидкостной смеси. фазовые превращения ее компонентов и их распределение по сечению труб. Выделяющиеся из жидкости пузырьки газа, в том числе и прилипающие к стенкам труб, образуют разветвленные границы раздела фаз твердое тело – газ- жидкость и способствуют зарождению и росту кристаллов солей. В свою очередь, солевые отложения служат адсорбентами для нефтяных компонентов к. ним прилипают пузырьки газа, что заметно увеличивает объем осадка. Важную роль в процессах солеотложений играет состояние поверхности твердых включений, труб и оборудования. На шероховатой поверхности образуется большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой, что связано с повышенной каталитической активностью выступов и углублений. Поэтому лиофобизация и антикоррозионная обработка труб замедляет процессы солеотложений. Скорость образования зародышей кристаллов зависит не только от степени развитости и термодинамического потенциала поверхностей раздела, но и от радиусов кривизны границ раздела минерализованных вод с включениями. С уменьшением радиусов кривизны включений (например, при повышении дисперсности глобул воды в нефти или нефти в воде) степень перенасыщения увеличивается и уменьшается критический размер зародыша новой фазы, работа образования солевых зародышей уменьшается, а скорость их возникновения возрастает. Таким образом, процессы образования солеотложений при добыче нефти в значительной мере определяются характером фазовых и энергетических взаимодействий на границе раздела вода нефть – газ- твердое тело, на чем основано действие большинства методов предотвращения выпадения солей. Ниже приведена краткая характеристика этих методов.
Применение магнитных устройств. До настоящего времени сущность явлений, происходящих в пластовой воде под действием магнитных полей, изучена недостаточно. В лабораторных условиях изучено влияние магнитного поля на кристаллизацию гипса и карбоната кальция из водного раствора. Магнитное поле в значительной степени затормаживает процесс кристаллизации. Лучший результат достигается при скоростях движения воды в магнитном поле 0,25-0,5 м/с. При этом размеры кристаллов значительно уменьшились в воде, которая содержала закисное железо. Однако, на промыслах применение магнитов себя не оправдало. Основная причина в том, что применение магнитов не предотвращает полностью отложения солей на всем пути движения жидкости в нефтепромысловом оборудовании. Защищается лишь небольшой участок оборудования после места установки магнита. Использование акустики. Действие импульсной акустической установки основано на возникновении механических колебаний магнитострикционного преобразователя, которые передаются окружающей среде (трубе) и распространяются в виде короткого ультразвукового импульса вдоль трубы. Испытания показали, что применение акустических излучателей несколько уменьшило интенсивность отложений солей, но полного предотвращения солеотложений не было достигнуто. Применение защитных покрытий. Имеется положительный опыт применения покрытия НКТ стеклом, эмалями, различными лаками. Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, а снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений. Использование электрического поля для предотвращения отложений солей оказалось трудоемким в техническом исполнении, и требует больших расходов электроэнергии. Химические методы предотвращения отложений. Из известных способов предотвращения отложения неорганических солей наиболее эффективным и технологичным является способ с применением химических реагентов-ингибиторов. При правильном выборе ингибиторов и соответствующей технологии применения может быть обеспечено предотвращение отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважины от забоя до пунктов подготовки нефти и воды. Положительные результаты могут быть достигнуты лишь при условии обеспечения постоянного присутствие в системе эффективных ингибиторов в минимально допустимых количествах. При этом наилучшие результаты достигаются при условии ввода ингибиторов в раствор до начала процесса кристаллизации солей. В промысловой практике для предупреждения солеотложений используются ингибиторы, которые при постоянном дозировании способны продлить межочистной период работы скважины на несколько месяцев. Однако отсутствуют достоверные методы прогнозирования длительности действия ингибитора, поэтому при прекращении подачи ингибитора происходит необратимое отложение солей. Эти отложения могут быть удалены химическим или механическим способом. Методы удаления отложений солей. Актуальность совершенствования методов удаления отложений неорганических солей, несмотря на эффективность применения ингибиторов, попрежнему сохраняется, поскольку существующие методы в ряде случаев мало эффективны. Наибольшую трудность представляет удаление сульфатных солей гипса, барита и баритоцелестина.
Лабораторные исследования подтверждают ранее известные сведения о том, что лучшими и наиболее доступными растворителями гипса являются 20% раствор гидроокиси натрия (каустическая сода), 12% раствор соляной кислоты и 10% раствор трилона Б. В промысловой практике для удаления сульфатных солей применяют щелочные обработки скважин 20-25% раствором каустической соды и обработки скважин 12-15% раствором соляной кислоты осадки гипса в лабораторных условиях полностью разрушаются 20% раствором щелочи в статических условиях за 45 часов. циркуляция этого раствора позволяет в 7-8 раз увеличить скорость разрушения гипса. Поэтому при проведении щелочных обработок скважин предлагается создание циркуляции раствора щелочи по схеме емкость—агрегат— скважина—емкость. Щелочную обработку скважин можно проводить созданием непрерывной циркуляции в течение 24-72 часов скважинным насосом по схеме емкость—затрубное пространство—скважинный насос—емкость. Иногда в схему обработки перед емкостью включают гипсосборник. Эффективность применения соляной кислоты для растворения гипса возрастает при добавлении в кислоту 10-15% хлористого натрия. Применение щелочи и соляной кислоты для растворения отложений в скважинах направлено на активное воздействие только на минеральную часть, в то время как осадок всегда содержит и органическую часть. Углеводородные соединения, обволакивая кристаллы гипса и заполняя пустоты между ними, затрудняют возможность контактирования его с растворяющим реагентом. При этом значительно уменьшается площадь реагирования, а следовательно, и эффективность процесса растворения осадков. Для увеличения растворяющей способности рабочих растворов их нагревают до температуры 70 -80 С. В зарубежной практике до химической обработки по удалению гипса применяются промывки скважин горячей нефтью или растворителями, что существенно усложняет технологию обработок. Одним из путей повышения эффективности удаления осадков солей является применение стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений. При проведении щелочных обработок рекомендуются ускорители растворения типа реагента Т-66, а при солянокислотных "зеленое масло". Возможность применения этих реагентов для растворения гипсоуглеводородных отложений проверена на образцах осадков с ненарушенной естественной структурой, в которых содержание углеводородов составляло 22%. Оптимальная концентрация реагента Т-66 при использовании его с 20% раствором щелочи составляет 0,75%. Оптимальная концентрация "зеленого масла" при использовании его с 13% раствором соляной кислоты составляет 1%. Добавление этих реагентов повышает эффективность растворения осадков в 2-6 раз. Это объясняется содержанием ПАВ в этих реагентах, позволяющих гидрофилизировать поверхность отложений и увеличить тем самым площадь реагирования основного растворителя с осадком. На первом этапе борьбы с отложениями неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании скважин применялись механические способы удаления твердых осадков со стенок обсадных колонн путем разбуривания пробок мощных отложений с последующим шаблонированием. Механическая обработка скважин является дорогостоящим мероприятием, поэтому наибольшее распространение получили химические методы удаления. Таким образом, можно уверенно утверждать, что к настоящему времени накоплен довольно обширный материал по исследованию процесса образования твердых солевых отложений на
подземном оборудовании и в призабойной зоне пласта добывающих скважин. Несмотря на наличие большого количества научных исследований, следует отметить, что среди исследователей нет единого мнения о механизме формирования отложений неорганических солей. Большинство из них считает основополагающей теорию Дж. Гиббса о поверхностных явлениях в жидких и кристаллических системах, получившую дальнейшее развитие в работах других исследователей. Известно, что отложения солей при добыче нефти формируются за счет кристаллизации солей из пересыщенных попутно-добываемых вод и осаждения этих кристаллов на поверхности нефтепромыслового оборудования. Кристаллизация, по сути, является фазовым переходом вещества из перенасыщенной (маточной) среды в кристаллическое состояние. При достижении некоторой предельной для данных условий насыщенности растворов солей практически мгновенно возникают множество зародышей кристаллов, способных в дальнейшем к росту. Величина предельной насыщенности зависит от температуры, давления, состава среды и концентрации солеобразующих ионов, ее объема, материала и состояния стенок оборудования, интенсивности перемешивания и других факторов. С увеличением пересыщенности скорость образования зародышей резко возрастает, а размеры их уменьшаются. Исследованиями установлено, что твердая поверхность играет большую роль при образовании кристаллов солей в пересыщенных растворах, причем если на поверхности имеются шероховатости и углубления, что характерно для поверхности скважинного оборудования, то процесс кристаллизации начинается раньше и происходит быстрее. На шероховатой поверхности отлагается большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой, поскольку часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с гладкой поверхности. Эксперименты показали, что интенсивность солеотложений наибольшая на образцах из стали НКТ и наименьшая на фторопласте. Исследуя механизм отложения солей на полимерных материалах, рекомендовано использовать для предотвращения солеотложений не гидрофобные, как принято, а лиофобные материалы. Имеется ряд сообщений об успешных промысловых испытаниях полимерных покрытий для предотвращения отложения солей при добыче обводненной нефти. В реальных условиях работы нефтепромыслового оборудования на кристаллизацию и образование отложений солей накладывается влияние дополнительных факторов, таких, как: физико-химические свойства нефти, выделение газа, наличие механических примесей и продуктов коррозии, дисперсность этих компонентов в потоке, скорость движения жидкости и др. Влияние большинства этих факторов, а тем более взаимовлияние их на процесс солеотложения изучено недостаточно. Важнейшими факторами, влияющими на осадконакопление и состав образующихся солей, являются состав пластовой воды и степень пересыщения ее солями. Состав попутно-добываемых вод сложен, они в разной степени пересыщены различными солями, и тогда на поверхности оборудования может происходить сокристаллизация нескольких солей. Ряд исследователей связывает процесс солеотложения со смачиванием поверхности металла пересыщенной солями пластовой водой, полагая, что возникновение зародышей кристаллов происходит на гидрофильной поверхности оборудования. В реальных же условиях, после снятия солевых осадков с поверхности оборудования, часто обнаруживаются следы пристенных адсорбционных слоев из органических веществ, прочно связанных с кристаллическими отложениями и металлом. Очевидно, что образовавшиеся в объеме жидкости кристаллы прилипают к гидрофобному слою, состоящему из активных компонентов нефти. Активные
компоненты нефти способствуют интенсификации процесса накопления солей. Кроме того, адсорбируясь на границе раздела фаз, они увеличивают адгезию между частицами и поверхностью оборудования. Отложения из скважин содержат как адсорбированные компоненты нефти, так и кристаллически-связанные, которые гидрофобизируют поверхность солевых отложений и придают осадкам желтовато-коричневый цвет. Выявлено, что с увеличением количества компонентов нефти в растворе, скорость осадконакопления существенно возрастает. На механизм отложений солей в скважине заметно влияют выделяющийся газ, характер водонефтяной эмульсии, скорость и структура газожидкостной смеси, состояние и материал оборудования. В условиях скважины выделяющиеся пузырьки свободного газа образуются сначала в пристенной области, при этом создаются многочисленные гетерогенные границы раздела фаз твердое тело - жидкость - газ, на которых имеются благоприятные условия зарождения и роста кристаллов неорганических солей. В результате интенсивность солеотложений возрастает. Это положение подтверждается рядом промысловых исследований. Особенно характерно это для случаев формирования карбонатных солей, которое связано с выделением двуокиси углерода при уменьшении давления в скважине. Расчеты показали, что наиболее интенсивное отложение солей в скважине протекает в зоне перехода от эмульсионной к четочной структуре газожидкостного потока. Отмечается возможность предотвращения или замедления процесса осадконакопления путем регулирования структуры потока. При добыче обводненной нефти образуются стойкие высоковязкие эмульсии. Если вода пересыщена солями, то кристаллы начинают выпадать в объеме капель, которые в основном выносятся потоком жидкости. Нежелательное, с точки зрения технологии добычи нефти, образование стойких эмульсий предлагается использовать для борьбы с отложением солей в нефтепромысловом оборудовании, путем искусственного эмульгирования нефти до начала кристаллизации солей. По-разному влияет на интенсивность солеотложения скорость подъема жидкости в скважинах. При выделении газа скорость движения жидкости существенно возрастает, по сравнению со скоростью в нижней части насосно-компрессорных труб. Увеличивается интенсивность перемешивания жидкой фазы и турбулизация потока, что приводит к росту скорости адсорбции на поверхности оборудования и частицах осадка аполярных и гетерополярных соединений нефти, которые способствуют не только закреплению пузырьков газа на поверхностях, но и прилипанию частиц друг к другу и стенкам оборудования. К настоящему времени характер и состав осадков неорганических солей в скважинах, оборудованных СШНУ, влияние отложений на основные параметры работы установок достаточно полно изучены. Промысловыми исследованиями установлено влияние осадконакопления в СШНУ на коэффициент подачи насоса и рост нагрузок на головку балансира. В то же время изучение образования солей в УЭЦН ограничивается, в основном, описанием их отложений на наружных поверхностях установки и в НКТ при визуальных осмотрах. Влияние последствий отложения солей на работу УЭЦН ограничивается описанием отказов - сгорание ПЭД или слом вала насоса из-за заклинивания рабочих колес, а также осложнениями при производстве подземных ремонтов. Гипсовые или карбонатные соли откладываются на наружной поверхности погружного электродвигателя, на токоведущем кабеле, на рабочих органах насоса. Установлено, что отложения солей охватывают всю поверхность ПЭД, протектора и насоса слоем толщиной в 1,5.. .2
мм. Что же касается рабочих органов, то отмечается значительная прочность отложений при толщине в десятые доли миллиметра и уменьшение отложений в направлении от первых рабочих колес к последним. При этом эксплуатация ЭЦН в условиях отложениях солей в самом насосе, непосредственно в проточных каналах, оставались не в полной мере исследованными. Не рассмотрен механизм формирования, динамика роста отложений в ступенях ЭЦН и их влияние на рабочую характеристику насоса. При отсутствии прямого контроля состояния рабочих органов ЭЦН изучение этих процессов важно для оценки работоспособности насоса в условиях осадкообразования. Как показывает анализ статистического материала, по результатам расследований аварий и преждевременных выходов из строя УЭЦН, из обнаруживаемых отложений особую опасность представляют осадки, образующиеся на рабочих органах насоса, так как именно с ними связаны все случаи снижения производительности и повышенного износа, приводящие к преждевременному выходу из строя, а иногда к падению установок на забой скважин.
Отложение солей в ЭЦН Характер осадконакопления в рабочих органах насоса выявлялся при расследовании причин выхода из строя стандартных УЭЦН во время ее полной разборки при ремонте. Исследованиями при осмотре этих установок было выявлено следующее распределение отложений по длине насоса. Установлено, что в 45% случаев отложения наблюдаются в первых (от двух до восьми) направляющих аппаратах и рабочих колесах. В 21% случаев отложения наблюдаются, кроме первых направляющих аппаратов и рабочих колес, еще и в последних 3...5 направляющих аппаратах и колесах. Около 13% случаев отложения наблюдаются по всей длине установки, но с преобладанием их в первых и последних ступенях, при этом в средней части насоса отложения незначительны и носят прерывистый характер. Исследованиями многих научных и промысловых работников отмечается крайне негативное влияние отложения солей на работу УЭЦН в добывающих скважинах. Поэтому в нефтегазодобывающих предприятиях действует определенная комплексная система по обеспечению эффективной эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН, охватывающую всю технологическую цепь по схеме «пласт—>скважина—>УЭЦН». Проводимые мероприятия позволяют ежегодно улучшать технико-экономические показатели эксплуатации УЭЦН. Однако, по ряду скважин эти показатели остаются на низком уровне и даже ухудшаются из-за прогрессирующего влияния некоторых условий, осложняющих эксплуатацию УЭЦН, в первую очередь, связанные с образованием сульфидосодержащих осадков. Ингибиторы солеотложении Инкредол, Дифонат и др., хорошо зарекомендовавшие себя для предотвращение отложений гипса, карбонатов оказались малоэффективными в условиях осадкообразованиях с сульфидом железа. Поэтому были проведены ряд исследований по выявлению характера, механизма и зависимостей отложения твердых осадков в рабочих органов ЭЦН, их влияние на основные эксплуатационные параметры по подбору композиции химрегентов для борьбы сульфидосодержащими отложениями. Эксплуатационные показатели ЭЦН еще более ухудшаются при добычи нефти из наклонно-направленных скважин. Повысить эффективность работы электроцентробежных насосов в этих условиях возможно за счет предотвращения солеотложении, удаления уже образовавшихся осадков в работающей установке; обеспечения длительной защиты подземного оборудования от солеотложении и коррозии; совершенствования
компоновки установки путем использования специальных устройств для повышения устойчивости ее работы в скважине с ориентированным профилем и осложненных отложениями солеи. Для выяснения причин низкой эффективности ингибиторов солеотложения, применяемых при борьбе с отложениями комплексного состава были проведены лабораторные исследования известных ингибиторов солеотложений (ИСБ - 1, Инкредол, Дифонат и др.), на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) по определению величин оптимальных дозировок этих реагентов для полного предупреждения отложений с сульфидом железа. Исследования проводились на модели и реальных попутно-добываемых водах. Подобные исследования были продолжены на моделях и попутно-добываемых водах, характеризующихся повышенным содержанием ионов железа (до 50 мг/дм3). С ростом содержания ионов железа в попутнодобываемой воде, расход ингибиторов солеотложений, необходимых для полного предупреждения образования комплексных осадков с сульфидом железа возрастает настолько, что проведение обработок, по общеизвестной технологии для предупреждения образования комплексных солей с применением указанных ИОС, становится экономически нецелесообразным. Причины роста расхода ингибиторов солеотложений, в условиях образования сульфида железа кроются в том, что, несмотря на малый размер образующихся частиц сульфида железа, их из объема попутно-добываемой воды выпадает большое количество, за счет чего суммарная поверхность этих микрокристаллов резко возрастает. В свою очередь, увеличение поверхности твердой фазы сульфида железа ведет к повышению расхода ингибиторов солеотложения, что делает, в ряде случаев, технологические операции по обработке скважин чрезвычайно дорогостоящими и трудоемкими. В условиях разработки месторождения повышенное содержание ионов железа также приводит к образованию твердой фазы в виде сульфида железа и, соответственно, проводимые обработки скважин против солеотложений оказываются также малоэффективными. С другой стороны, энергия перехода сульфида железа из растворов (ионной формы) в твердую фазу, исходя из свободной энергии образования фаз (расчет по формуле Гиббса), значительно меньше, чем у сульфатов, карбонатов и т. д., соответственно, они образуются раньше, чем другие неорганические соли. Это обстоятельство еще больше снижает технологичность и эффективность проводимых обработок скважин, осложненных комплексными сульфидсодержащими отложениями. Для нефтепромысловой практики представляет интерес изучение содержания сероводорода, сульфатвосстанавливающих бактерий, ионов железа в скважинах и ПЗП, поскольку образование сульфида железа связано именно их наличием. Для этого проводилось свабирование, при котором отбиралось от 30-и до 150 м3 пластовой жидкости из расчета 0,65 м3 жидкости на 1 м мощности пласта. При этом из интервала перфорации скважины периодически отбирались глубинные пробы пластовой жидкости, которые соответствовали радиусу ПЗП, равному 0, 1, 3, 5 и 10 метрам. В пробах, помимо обычного 6компонентного анализа, определялось содержание растворенных железа (общего, двух- и трехвалентного), сульфида железа, сероводорода. Одновременно проводилось определение зараженности СВБ. Определялось также наличие сульфида железа в твердой (минеральной) форме путем фильтрования пробы и с последующим растворением осадка в соляной кислоте и последующим определением количества выделившегося сероводорода. Сульфид железа в твердой фазе присутствует в больших количествах непосредственно в стволе скважины и в призабойной зоне пласта радиусом 1 метр. Наибольшая концентрация ионов двух- и трехвалентного железа наблюдается в скважине и в ПЗП на удалении до 5-ти метров. Колонии СВБ и выделяющийся в результате их жизнедеятельности сероводород концентрируются, в основном, в самой скважине, а также в призабойной зоне пласта радиусом 1.. .3 метра. Наиболее эффективное растворение сульфида железа достигается при обработке ПЗП скважины 5...7,5%-
ным раствором соляной кислоты. Для подавления СВБ лучшие результаты были получены при применении бактерицида Сонцид-8101 в виде отдельного раствора.
Расширение информативности кривых восстановления давления
В пособиях по определению параметров скважин рекомендуется отбрасывать начальный участок КВД, построенный в полулогарифмических координатах Р-lgt, так как при малых значениях времени линейный характер зависимости давления на забое скважины от времени не соблюдается. Отклонения от прямолинейной зависимости могут быть вызваны дополнительным притоком жидкости (газа) в скважину по инерции после ее остановки.
Автором обнаружено, что если вместо логарифма времени (lgt) по оси абцисс откладывать корень квадратный от времени (t), то начальный участок КВД превращается в прямую линию с разными углами наклона к осям в зависимости от геолого-технических характеристик скважины. Например, при наличии в ПЗП скважины высокопроницаемых трещин (каверн), начальный участок графика имеет вид ломаной линии с возрастающими углами наклона к оси абцисс. Особенно характерно сравнение нефтяных (рис.1) и газовых скважин (рис.2).
Начало отсчета давления в газовой скважине наблюдается через 10 сек (линия 1 на рис.2) а в нефтяных - через 20-60 сек (линия 2 на рис.2). Прямолинейный характер зависимости Р от t соблюдается в газовой скважине до 100 сек, в нефтяной - десятки минут. Если продолжить прямую зависимости Р от t (корень квадратный от времени) до пересечения с осью давлений, то можно определить истинное давление (перепад) в зоне перфорации в момент начала измерения восстановления -давления. Зная истинное давление можно рассчитать истинную поверхность фильтрации S в ПЗП по формуле
где В-объем пор в ПЗП с радиусом 0,3 м m-вязкость Р-давление R-радиус ПЗП, например, 0,3 метра V-скорость движения жидкости
Рассчитанная поверхность фильтрации позволяет оценить степень загрязнения (очистки) после воздействия на ПЗП, сравнивая истинную поверхность фильтрации ПЗП до и после обработки.
Новый способ повышения информативности начального участка кривой восстановления давления может найти такое же применение на практике, как и общепринятая интерпретация КВД в осях Рlgt, так как даже поверхностный анализ выявляет отклонения КВД разных скважин в самый начальный период после остановки. В этот период потоки жидкости и газа в призабойной зоне пласта еще не успевают среагировать на прекращение отбора жидкости и продолжают движение по инерции к скважине.
Повышение эффективности солянокислотной обработки в карбонатных коллекторах
Солянокислотные обработки (СКО) наиболее широкое применение находят в карбонатных коллекторах, эффективность их достаточно высока, прежде всего, при проведении первой-второй обработок. По мере увеличения числа СКО на данной скважине эффективность существенно снижается, а чаще оказывается отрицательной. Одной из главных причин является неоднородность пласта - по проницаемости, по водонасыщенности и составу минералов, слагающих скелет породы. Опытным путем установлено, что водонасыщенные известняки и пористые доломиты имеют высокую удельную поверхность, поэтому реакция нейтрализации соляной кислоты протекает чрезвычайно быстро. В этих условиях замедления реакции кислоты с карбонатами становится определяющим в успешности СКО. Даже в трещиноватых коллекторах, когда кислота движется без сопротивления, значительная часть кислоты проникает в стенки этих трещин, при этом кислота практически мгновенно нейтрализуется, т.к. удельная поверхность контакта кислоты с водонасыщенной породой очень большая. Глубина проникновения кислоты до ее нейтрализации составляет несколько сантиметров, этим обстоятельством вызвано желание ограничить впитывание кислоты стенками трещин (каналов) и без того обладающих сверхвысокой проницаемостью. Действенным способом повышения эффективности СКО при неоднородности пласта по проницаемости является технология закачки нефтекислотных эмульсий с внешней нефтяной фазой или кислотостойких водорастворимых полимеров. Замедление реакции нейтрализации кислоты в средне и малопроницаемых зонах с целью увеличения глубины проникновения кислоты осуществляется совместной закачка кислоты и полисахаридов. Полисахариды, загущающие кислоту, не адсорбируются породой и не ухудшают проницаемость мало проницаемых зон пласта. Однако, полисахариды очень дороги и выпускаются в ограниченном количестве. Бал предложен и испытан в лабораторных условиях эффективный реагент, замедляющий реакцию соляной кислоты с разными карбонатами (известняк, доломит), представляющий собой многотоннажный (дешевый) отход целлюлозно-бумажной промышленности - сульфитный щепок. Наиболее оптимальная концентрация для растворения полиминеральных карбонатных пород получается при смешении 2 объемов товарной соляной кислоты (24-26%) с 1 объемом сульфитного щелока. Результаты испытаний приведены на рис. I. Замедление реакции соляной кислоты с карбонатами, имеющими разную активность по отношению к кислоте, достигается за счет блокирования самых активных центров сульфитным щелоком. реакция кислоты с породой замедляется, все карбонаты более или менее равномерно вступают в реакцию с кислотой.
Скорость замедления определяется скоростью диффузии кислоты из смеси с сульфитным щелоком. Скорость диффузии не зависит от активности полиминеральных составляющих карбонатной породы, а зависит от состава смеси, т.е. она одинакова для любой части порового пространства. Нельзя не учитывать влияние на процесс СКО продуктов реакции, образующихся при взаимодействии многих карбонатных минералов. Например, при СКО доломитизированных известняков или доломитов образуется жирная на ощупь, липкая и нерастворимая в воде масса, состоящая из СаМg2СO3 12Н20. Эта масса, густая и липкая, обладает большим объемом, чем исходные продукты, напрочь залепляет мелкие и средние поры уже на расстоянии нескольких миллиметров, препятствуя дальнейшему проникновению кислоты. Сульфитный щелок, является защитным коллоидом и общепризнанным разжижителем буровых растворов, в данной ситуации способствует разжижению пипкой массы. Сульфитный щелок в самом начале процесса обволакивает продукты реакции защитной оболочкой, препятствуя слипанию массы. Самое основное заключается в том, что сульфитный щелок способствует растворимости жирной и пипкой массы в воде, обеспечивает фильтрацию по порам пласта, т.е. сохраняет проницаемость обработанной зоны от залепления (вторичного загрязнения) продуктами реакции. Неудачные СКО часто бывают вызваны наличием ангидрита в составе известняков. Гипс (сульфат кальция) хорошо растворяется в концентрированной соляной кислоте и затем снова выпадет в осадок при нейтрализации кислоты в порах породы, осадок гипса, вновь выпавший в порах, занимает объем в 1,5-3 раза превышающий свой первоначальный объем из-за игольчатой формы (менее плотной упаковки). Большая поверхность игольчатых свежевыпавших кристаллов обладает повышенной активностью, что сопровождается осаждением разнообразных продуктов реакции, этот процесс также способствует резкому снижению проницаемости обработанной зоны, уменьшению глубины проникновения кислоты в пласт. Для уменьшения перекристаллизации гипса в порах пласта применяют 3 метода: 1. Удаление кислоты до ее полной нейтрализации, т.е. до момента выпадения игольчатые кристаллов гипса из раствора отработанной кислоты, недостаток этого метода - невозможно определить момент начала выпадения в осадок гипса и, главное, невозможно удалить кислоту из мелких пор, где кислота удерживается капиллярными силами. Это означает, что выпадение гипса в малопроницаемой части карбонатов с включениями ангидрита неизбежно. 2. Использование ингибиторов солеотложения в составе соляной кислоты за счет комплексообразования и перевода солей кальция в раствор, комплексообразователи дороги, обработка не всегда эффективна. Метод применения не нашел. 3. Снижение первоначальной растворимости гипса за счет повышения концентрации ионов кальция в кислоте за счет добавки хлористого кальция. Добавка хлористого кальция достигает 40%, что снижает концентрацию соляной кислоты, этот метод требует интенсивной промывки ПЗП от продуктов реакции, которые при изменении состава (рН) могут выпасть в монолитный осадок.
Была предложена добавка для увеличения растворимости гипса и, главное, для предотвращения образования плотного непроницаемого осадка, если гипс все-таки выпал. Для этой цели подходит сульфитный щелок, увеличение растворимости гипса в сульфитном щелоке приведено на рис. 2. Коллоидная структура сульфитного щелока и в этом случае препятствует образованию непроницаемого осадка. Активная поверхность свежевыпавших кристаллов гипса адсорбирует сульфитный щелок, что способствует подвижности и фильтруемости осадка по порам пласта. Все вышеизложенное справедливо для СКО добывающих и нагнетательных скважин, работающих на пресной воде. В случае использования сточных вод в ПЗП неизбежно вторичное загрязнение ингибиторами, глинистыми частицами, промежуточным слоем (нефтяные стойкие эмульсии отстойников) асфальтенов и смол, гидроокисями железа. Эти загрязнения также являются причиной неудачных СКО, т.к. вторичная грязь, как правило, отлагается в перфорационных каналах, напротив неработающих пропластков. Именно эти пропластки и нуждаются в СКО. Для очистки самой скважины от привнесенных вторичных загрязнений ничего лучшего, чем постановка ванн, пока не придумали. Нужно хорошо знать характер загрязнений в самой скважине и тогда можно подобрать подходящие реагенты: соляная кислота, ароматические растворители, водные растворы ПАВ и т.д. в данном предложении новые реагенты (сульфитный щелок) для установки очистительных ванн рассматриваются с точки зрения использования его в смеси с кислотами – HCl и HF. Предпосылки к применению сульфитного щелока (кислотные обработки алевролитов) 1. Применение сульфитного щёлока предпочтительно в тех случаях, когда глинистые минералы в алевролитах еще не успели распуститься и превратиться в гелеобразное состояние. В этом случае сульфитный щепок обладает способностью к необратимой адсорбции (хемосорбции) на глине с образованием прочных гидрофильных соединений. Сульфитный щелок образует с ионами железа, алюминия, магния, входящими в состав глинистых минералов, прочные комплексы наподобие комплексов с фосфатам, разжижает глинистую корку и способствует ее удалению из пор. 2. Если глины подверглись гидратации и большая часть ионов Fe, Al, Mg замещены на ионы натрия при контакте с фильтратом бурового раствора, то глины не способны к разжижению, можно вернуть глины в исходное состояние только сушкой горячим воздухом, т.е. сильно гидратированные глины находятся в порах в виде вязкого геля, а не суспензии и поэтому, не способны фильтроваться, этим объясняется медленное восстановление первоначальной проницаемости скважин с гидратированными глинистыми минералами. Поэтому сульфитный щелок не оказывает существенного влияния на структуру гидратированных глин, не придает им свойство фильтруемости. 3. При совместном действии сульфитного щелока, фтористоводородной и соляной кислот часть ионов натрия вытесняется из глины, что сопровождается ослаблением межпакетных связей в минерале глины, сильно гидратированная глина из (набухшего) гелеобразного состояния переходит во флокулированное состояние, т.е. превращается в суспензию, частицы которой не связаны друг с другом и способны фильтроваться при соответствующем периоде давления по крупным и средним порам. Мелкие поры оказываются запечатанными необратимо, поэтому реагентными методами восстановить первоначальную проницаемость прискважинной фильтрованной зоны невозможно. Выход в применение гидромеханических воздействий, обладающих способностью дробить породу, т.е. создавать новые трещины, совместно с
кислотной обработкой в среде замедлителя (сульфитный щелок), что позволяет восстановить проницаемости пласта на длительный период. 4. Неудачные глинокислотные обработки в алевролитах имеют главную причину - избыток глинокислоты по отношению к породе. Экспериментально доказано, что в этом случае почти вся глинокислота реагирует с песком, а не с глинистыми минералами. Растворение минералов кислотой идет в следующей последовательности:SiO2>Al2O3>Fe2O3>CaO>MgO. Если глинокислоту закачивать в пласт с замедлителем, т.е. обеспечить избыток породы при недостатке кислоты за счет глубокого проникновения кислоты, то скорость реакции растворения имеет следующую последовательность Fe2O3> Al2O3> CaO> MgO при нулевой растворимости SiO2, т.е. пока вся глина не прореагирует, песок в глинистой кислоте не растворится. Использование в качестве замедлителя хлорида алюминия оправдано при отсутствии других замедлителей (сульфитного щелока), т.к. хлорид алюминия уменьшает концентрацию глинокислоты за счет образования различных переходных соединений, которые способны реагировать с глиной. При этом невозможно предсказать конец реакции растворителя. В случае с сульфитным щелоком скорость реакции определяется десорбцией щелока с поверхности глины, а не уменьшением концентрации HF. 5. Для обеспечения успешности любых кислотных (НС1 НF) обработок применяют углеводородные растворители (нефть, конденсат). В основе этого приема - промывки скважины и призабойной зоны пласта -стремление предварительно очистить от углеводородных отложений каналы для проникновения кислоты в пласт. Применение растворителей дает наибольший эффект в малодебитных скважинах при обводненности до 90%. Подбор реагента для очистки скважины и ПЗП - необходимо придерживаться правила: реагент должен отмывать или десорбировать грязь с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе нефтьвода (при рН=6-10), способствовать удалению наиболее прочных отложений - полярных АСПО. Другое обязательное условие - лучшая адсорбируемость реагента на очищаемой поверхности, чтобы предотвратить вторичное загрязнение очищенной поверхности (металла, породы). Такими свойствами обладают углеводородные растворители с катионоактивными ПАВ (которых у нас нет) и водные растворы неионогенных и анионоактивных ПАВ в концентрациях, превышающих пятикратные критические концентрации мицеллообразования ККМ (по справочнику). Хорошей адсорбируемостью обладают полиакриламид, сульфитный щепок, т.е. водорастворимые органические полиэлектролиты. Лучшими отечественными ПАВ, отмывающими АСПО, являются /по степени возрастания отмывающей способности/ :синтанол ДС-10, смачиватель ДБ /6 баллов/, альфапол, синтанол ДТ-7 /7 баллов/,альфапол-8с /8 баллов/. Намного хуже работают в чистом виде ОП-10 и сульфонолы. 6.Особый случай реализуется при закачке сточной воды, обработанной ингибиторами коррозии. По новой технологии сброса воды на установках подготовки нефти не исключена возможность залпового сброса промежуточного слоя из отстойников в сточную воду и далее в нагнетательную скважину. Концентрация поверхностно-активных соединений в нефти промежуточного слоя достигает десятков процентов /асфальто-смолистые вещества/, что в сотни и тысячи раз превышает критический концентрации мицеллообразования. Значительная часть этих природных ПАВ из нефти находится в связанном состоянии с водой, которая усиливает полярные свойства АСПО /т.н. закон Кона, по которому молекулы воды ориентируют поляризируемые части молекул смол и асфальтенов наружу, во внешнюю фазу/.
Все это определяет качественно иную структуру воды в АСПО, где она находится в пленочном состоянии, а не в виде глобул, что и определяет высокую устойчивость и вязкость. Присутствие ингибиторов коррозии, обладающих свойствами пленкообразователей способствует солюбилизации /растворению/ сточной воды в АСПО, что еще более повышает устойчивость отложений. Взаимодействие АСПО с ингибиторами коррозии приводит к образованию гидротропа - студнеобразного вещества с внешней водной фазой с тем лишь отличием, что вода находится в пленочном состоянии. Количество воды находится в пределах 1-5%, но этого достаточно, чтобы обеспечить экранирование АСПО от действия нефти или конденсата при промывке и ОПЗ растворителями на углеводородной основе. Увеличение растворяющей способности углеводородов путем замены на ароматику также не способствует успешности промывки- всему причиной является пленочная вода на поверхности отложений. Наличие десятков процентов природного ПАВ в АСПО требуют такого же пропорционального увеличения концентрации ПАВ в водном растворе. Например,ОП-10 начинает отмывать отложения с поверхности труб при концентрации 2-5%, что в сотни раз выше концентрации мицеллоообразования этого ПАВ. Из этих рассуждений следует важный вывод: если используется углеводородный растворитель, необходимо с помощью соответствующего ПАВ обеспечить смачиваемость растворителем поверхности отложений. Если же применяются водные растворы ПАВ, то необходимо пересилить действие полярных ПАВ нефти, используя более высокие концентрации промышленных ПАВ совместно с небольшим количеством углеводородов /10%/.Это необходимо для смачивания и растворения ядра гидротропной системы. Расход ПАВ можно существенно сократить, если использовать композиции из различных соединений, обладающих синергетическими свойствами. Наиболее удачно совмещаются сульфитный щелок с нефтяными сульфонатами, причем рабочие концентрации составляют по 0,2%,что существенно меньше при их отдельном использовании.
Удаление полимерглинистой корки со стенок скважины
Целью изобретения является разрушение структуры полимерглинистой корки, окислительное разложение полиакриламида и коагуляция глинистого компонента до состояния суспензии. Достигается этом тем, что в способе восстановления проницаемости скважины или призабойной зоны пласта, заглинизированной полимерглинистым раствором, включающем закачку окислителя и выдерживание в пласте, предварительно проводят закисление глинистого компонента соляной кислотой и обработку полимерного компонента восстановителем, а затем вводят окислитель, в качестве которого используют хлорное железо, а в качестве восстановителя используют серусодержащее вещество в восстановленной форме. Сущность изобретения состоит в том, что предварительно закачивают соляную кислотy, которая реагирует с карбонатами и выделяет углекислый газ, Карбонаты входят в состав минералов породы (СаСО3 и МgCО3) и в состав полимерглинистой корки (Na2СО3). Выделяющийся углекислый газ способствует механическому перемешиванию полимерглинистой корки, разрыхлению (вспучиванию) и отрыву ее от стенок пор и трещин, обеспечивая лучшее проникновение в объем корки последующих порций кислоты, восстановителя и окислителя. Соляная кислота способствует коагуляции глинистого компонента полимерглинистой корки за
счет замещения ионов натрия на ион водорода, т.е. за счет закисления глины. Для повышения активности окислителя полимерглинистую корку обрабатывают восстановителем, в качестве которого используют серусодержащее вещество в восстановленной форме. Последующий ввод окислителя в корку, обработанную восстановителем, способствует быстрому разложению полиакриламида до полной потери растворимости в воде. Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного тем, что предварительно пол-имерглинистую корку разрыхляют и отрывают on породы соляной кислотой. Одновременно происходит коагуляция (осаждение) пептизированной глины до состояния суспензии. Обработка восстановителем для повышения активности окислителя облегчает процесс разложения полиакриламида, причем в качестве окислителя используют хлорное железо, которое кроме основной функции (окислителя) выполняет дополнительную функцию - коагулирует пелтизированную глину, т.е. осаждает глину из обьема корки. Новым является также использование восстановителя в качестве ускорителя процесса окисления полиакриламида. Известно, что каждый конкретный окислитель может работать лишь с ограниченным числом восстановителей. Для осуществления данного способа с хлорным железом используют ряд восстановителей из числа серусодержащих веществ в восстановленной форме:
водорастворимые соли гипосульфита, сульфита, . сульфида, а также сульфитный щелок, сульфитспиртовую барду, сероводород. Разрушение структуры полимерглинистой корки, окислительное разложение полиакриламида в присутствии восстановителя и коагуляция глинистого компонента до состояния суспензии является изменением агрегатного состояния (гель-суспензия), т.е. является первичным физическим эффектом: Появляется дополнительное свойство полное разрушение прежней структуры, что является следствием применения совокупности технических приемов, отличающих предпагаемое решение от прототипа. Опытную проверку разрушения структуры полимерглинистой корки осуществляли путем предварительной обработки корки 5%-ным раствором соляной кислоты и 3%-ным раствором сульфитного щелока (восстановитель). Полимерглинистую корку получали на стандартном приборе ВМ-6 при фильтрации порции полимерглинистого бурового раствора через фильтровальную бумагу. В состав полимерглинистого раствора входит полиакриламид - 0,1 %, бентонит (натриевый глинопорошок)-5%, нитрилтриметилфосфоновая кислота - 0,02%, кальцинированная сода - 0,5% и вода - остальное. Полимерглинистая корка от воздействия кислоты вcпучивается и потом уменьшается по толщине на 2/3. Оставшаяся часть корки представляет собой рыхлое отложение без единой структуры. Использование сероводорода или сульфитного щелока в качестве восстановителя уменьшается время разложения полиакриламида окислителем с нескольких часов (в прототипе 48 ч.) до 2-3 мин. Применение других серусодержащих веществ также уменьшает время разложения полиакриламида хлорным железом. Наилучший результат дает использование 0,5%-ного раствора хлорного железа. В ходе экспериментов было определено, что указанная последовательность: закисление соляной кислотой и обработка сульфитным щелоком (восстановитель) перед введением хлорного железа (окислитель), обеспечивает полное разложение структуры полимерглинистой корки до состояния легкоподвижной суспензии за однократную обработку. Причем полиакриламид теряет свою первоначальную способность растворяться в воде, превращается в частички длиной 1,5-2 мм и
толщиной 0,1 мм. При плотности около 1 г/см частицы полиакриламида приобретают подвижность, что способствует удалению остатков корки простой промывкой водой. Использование предлагаемого способа восстановления проницаемости скважины или призабойной зоны пласта обеспечивает сокращение сроков работ за счет проведения однократной обработки заглинизированного интервала. Кроме того, обеспечивается удешевление обработки за счет использования доступных и дешевых материалов. Из применяемых восстановителей сульфитный щелок является отходом, а сероводород содержится в сточной воде установок по подготовке нефти.
Расширение сырьевой базы нефтяных месторождений В связи с истощением запасов добываемой нефти остро встает проблема использования высвобождающейся рабочей силы и существующей промышленной и энергетической инфраструктур. Поэтому необходимо обратить внимание на пластовые воды нефтяных месторождений Татарстана, содержащие в промышленных масштабах бром, йод, хлористый натрий, хлористый кальций, другие соли и редкие элементы, имеющие перспективное значение для промышленности. В настоящее время с нефтью извлекается более 120 млн. тонн в год попутных пластовых вод, а запасы подземных вод терригенного девона практически неисчерпаемы. Благодаря этому имеется реальная возможность по созданию химических производств для получения дешевой пищевой поваренной соли, жидкости глушения для нефтяных скважин, йода, брома, соляной кислоты, каустической соды и др. Часть этих продуктов может быть использована непосредственно при добыче нефти, что значительно снизит ее себестоимость. Переработкой солевых растворов занимаются в мире сотни предприятий, но изза большого разнообразия состава сырья для каждого предприятия разрабатываются свои индивидуальные технологические стадии в зависимости от климата или расположенных поблизости источников дешевого тепла. Это связано с тем, что для концентрирования первичного сырья и выделения солей требуется удаление большой массы воды. Поэтому все предприятия обычно не останавливаются на том или ином продукте, а пытаются выделить все полезные химические элементы, совмещая к тому же и выпуск вторичной продукции - металлы, хлор, бром и т.д. На всех предприятиях используются последовательные схемы выделения солей, которые в зависимости от состава первичного рассола могут сильно отличаться друг от друга. Промышленными подземными водами называют такие, которые содержат в растворе ценные химические компоненты или их соединения в количествах, обеспечивающих в пределах конкретных гидрогеологических районов по технико-экономическим показателям их рентабельную добычу и переработку. Местонахождением промышленных вод является ограниченная часть геологической структуры, в пределах которой рациональным в техникоэкономическом отношении водозабором в течении расчетного срока эксплуатации можно полностью отработать заключенные внутри нее геологические запасы этих вод.
Кондиционные содержания элементов в подземных водах оговариваются требованиями ГКЗ РФ. Однако, требования (кондиционные) к качеству пластовой воды на микрокомпоненты изменяются в зависимости от гидрогеологических, геолого-экономических, коммуникационных условий района, химического состава, эксплуатационных запасов подземных вод, степени гидрогеологической и геологической изученности района, технологических возможностей извлечения из них отдельных компонентов или их различных сочетаний. Наиболее важным показателем, характеризующим возможность использования подземных вод как полезного ископаемого, является степень их комплексного использования. Важным моментом являемся так же региональная, общероссийская и мировая конъюнктура потребности и ценообразование отдельных элементов, соотношение себестоимости получения продуктов из твердого и водного сырья одинакового качества. Важным преимуществом подземных вод, как сырьевого источника редких элементов, является: низкая себестоимость продукта, т.к. подземные воды полноценное сырье, отдельные их геохимические типы обладают сравнительно высокой технологичностью, эксплуатация водных месторождений редких элементов не требует дорогостоящих горных разработок. Поэтому в большинстве стран (США, Италия, Израиль, Япония, Новая Зеландия, Исландия, Австралия и др.) постоянно и планомерно ведутся технологические исследования для разработки методов извлечения этих элементов из конкретных геохимических типов природных вод. Например: 1) в США из рассолов оз. Серлз с минерализацией около 430 г/л, хлор-карбонат натриевого типа с мах содержанием Li-81мг/кг, К-26 г/кг, B-4 г/кг Вr-860 мг/кг. Из п.воды производят соду, сульфат натрия, хлорид калия, бром, бромистый натрий, буру, борную кислоту, фосфорную кислоту, карбонат лития, фосфат лития. 2) из рассoлoв оз. Сильвер-Пик минерализацией 180 г/л, относящиеся к Сl-Nа типу, производят карбонат лития и целый ряд друг компонентов. 3) из рассолов Большого соленого озера с минерализацией 310 г/л, Cl-SO-NaMq- типа производят сульфаты калия, натрия, хлориды магния, натрия и лития. 4) в Италии основным источником бора является парогидротермы Лардерелло. Из них извлекают буру, борную кислоту, аммиачные и карбонатные продукты. Общий объем- 4400 т борной кислоты и 4-5 тыс.т. буры. 5) в Израиле из рассолов Мертвого моря (минерализация 300-320 г/л, тип ClMq-Na) извлекают хлористый калий, бромидные продукты и намереваются извлекать LiCl (запасы LiCl-17,5 млн.т.).
6) в Китае промышленные природные воды (особенно рассолы озер) используют для извлечения редких щелочных элементов и бора. 7) в Японии для этой же цели используют парогидротермы. Во многих странах делаются попытки извлечения урана из вод карбонатных озер. Необходимо так же учитывать опыт извлечения из рудничных вод металлургической промышленности ряда ценных компонентов, а так же технологические процессы переработка твердых полезных ископаемых, при которых одной из производственных стадии является перевод ценного компонента в жидкостную фазу с последующим его осаждением (например, на предприятии "Радиум-Хилл" Австралия, Sc извлекают из сбросовых растворов, содержащих 0,03 г/л скандия, его попутное извлечение налажено также в Бразилии и США). Известно, что в настоящее время в природных водах сосредоточено 55% мировых запасов Li, 40% -Re, 35%-Cs. Br извлекается в промышленном масштабе только из природных вод, т.к. не образует больших скоплений своих минералов, равно как и I. У нас в настоящее время из подземных вод в промышленных масштабах извлекают только Вr и I. Исходя из обобщенных данных на территориальную привязанность промышленных подземных вод, наиболее перспективным для их добычи и переработки является участок, расположенный в восточной части русской платформы между р. Волгой и Уральским хребтом, т.к. этот район представлен мощной (до 4000 м и более) толщей палеозойских пород, сложенных преимущественно карбонатными и в меньшей степени терригенными отложениями. Максимальная минерализация Cl-Na-Cа- вод составляет до 310 г/л с глубиной залегания 2000 м. С водами восточных районов связаны высокие содержания сероводорода (1000 мг/л), брома- 250-2000 мг/л, стронция -от 1901300 мг/л, йода- 10-75 мг/л. Промысловые воды обычно проходят стадию предварительной подготовки: очистка от остаточных нефтепродуктов, нафтеновых кислот, взвешенных твердых частиц - гипса, глины, сульфида железа, сероводорода. При отстаивании обычно понижается щелочность рассолов и содержание нафтеновых кислот. Так, при выдерживании бакинских вод 8-10 суток щелочность вод снижается от 20 до 3,5 мг-экв/л и далее остается на том же уровне. Одновременно примерно вдвое снижается содержание нафтено¬вых кислот, дальнейшая очистка от которых возможна например при продувке воздуха и удалении пены с поверхности бассейна. Все эти меры направлены на снижение расхода окислителя при выделении брома.
В районах аридного климата для упаривания рассолов используется солнечная энергия, а для северных районов - дешевое тепло электростанций, нефтеперегонных заводов и т.п. Упаривание в естественных условиях является хорошо изученным процессом, для которого построены диаграммы состояния и выделены последовательность выделения солей в зависимости от времени, температуры, концентрации компонентов. В принципе коэффициент концентрирования до 10 можно получить при отрицательных температурах, где нет дешевых источников тепла, но есть дешевый естественный холод в зимнее время. Исследования в этом направлении необходимо провести на конкретных промысловых водах. Самое высокое содержание брома, йода, стронция, калия, натрия соответствует терригенному комплексу девона. Содержание брома колеблется в пределах 800-1000 мг/л, стронция 400-600 мг/л, йода 7-10 мг/л, натрия 60-75 г/л, кальция до 24 г/л, скандия до 1 г/т. Для рентабельного производства брома, йода и скандия из рассолов их минимальное содержание составляет 450 мг/л для брома, 10 мг/л для йода, 400 мг/т для скандия. Представляют интерес и воды верхних горизонтов, поскольку в них меньшее содержание тяжелых металлов, усложняющих технологию получения химически чистых сортов хлоридов натрия, кальция, магния и скандия. При вовлечении в переработку попутных пластовых вод только Абдрахмановской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения возможно производство на предлагаемом к строительству комплексе 30 тыс.т поваренной соли, 40 тыс.т жидкости глушения, 8 тыс.т брома и 76 тонн йода. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу, общая минерализация которых изменяется от 160 до 273-278 г/л. Обращает на себя внимание чрезвычайно низкое содержание сульфат-иона (1-1,5 мг-экв/л). Содержание основного полезного компонента колеблется от 700 до 1000 мг/л. Концентрации других компонентов изменяются, мг/л: йода 8-10, бора 12, бария до 100, стронция до 400. Основные гидрохимические коэффициенты равны: Nа/Cl-0,58-0,79; Сl-Nа/Мq-3,26; SО4х100/Сl до 0,01-0,2. Температура пластовых вод в зависимости от глубины изменяется от 33 до 37 С. Газонасыщенность вод составляет 300-700 см3/л при общем содержании углеводородных газов 6075%. Тип газа азотно-метановый. Сероводород в подземных водах горизонта отсутствует. Содержание углекислого газа не превышает 1%. Содержание нафтеновых кислот составляет около 0,2 мг/л. Вязкость пластовой воды составляет 1,92 Па.с, общая минерализация 273,4 г/л, плотность 1,186 г/см3. Температура пластовой воды составляет 35 С. Химический состав подземных вод характеризуется стабильностью состава по
площади месторождения, исключая участки закачки опресненных сточных вод, и изменения составов во времени. Таким образом, подземные воды по своему ионно-солевому составу, концентрации микрокомпонетов имеют промышленное значение как гидроминеральное сырье для химической промышленности. Наиболее перспективным объектом для организации производства являются отложения терригенного девона. Промысловые воды содержат от 70 до 300 кг/т солей металлов, которые могли бы стать долговременным источником сырья для химической промышленности. Таблица. Содержание элементов (мг/л) в промысловых водах установки подготовки сточной воды и в ряде скважин (номера условные) в зоне действия закачки. В нижней строке приведено общее содержание солей после выпаривания пластовой воды (в кг на тонну). Элемент Ge La Ba Sr Rb Br As Ga Zn Gu Ni Co Fe Mn Cr V Ti Sc Ca K Cl S P Si
УПСВ 1995г
УПСВ 1996г
УПСВ 1997г
УПСВ 1998г
0,15 0,1 11,5 230 1 470 1 0,9 6, 8,1 2,6 0,3 133 1,32 3,8 0,04 0,6 0,12 15600 1530
0,27 0,2 16,5 240 0,8 480 0,71 0,7 0,34 6,8 1,6 0,2 160 1,25 1,27 0,7 1,1 0,25 16600 1540 143500 13,5 0,9 8,2
0,28 0,24 12,6 250 1,2 350 1,1 0,84 1,84 2,3 4 0,68 190 5,3 2,4 0,48 1,7 0,28 23700 1370 148000 34 1,1 46
0,25 0,2 12 260 1 370 1,2 0,75 0,9 3,1 3,5 0,45 195 3,5 2,1 0,4 1,5 0,25 25400 1750 150000 19 0,9 27
20,3 0,8 8,2
скв №1
скв №2
скв №3
скв №4
0,08 0,01 18,8 270 0,8 400 1,7 2,2 0,6 1,8 1,1 0,1 130 4,7 1,7 0,6 5,1 0,11 18800 1600
0,1 0,01 15 235 0,6 120 1,5 0,25 0,75 1,9 0,6 0,1 185 5,3 0,9 0,2 1,5 0,17 21400 1620
0,1 0,03 4,8 232 1 200 1,4 0,4 0,9 0,3 1,3 0,1 240 4,8 0,6 0,3 7,9 0,2 26000 1400
0,21 0,1 11,9 354 0,5 240 1,9 0,5 1,5 0,3 3,2 0,1 245 4,7 1,9 1,4 1,8 0,35 13300 1300
20 0,9 52
16,2 0,5 10,7
11 0,25 10
56 1,9 55
Al Mq Na F
17,4 3100
5,5 3520 61400 0,92
4,3 3700 62200 1,5
11
2,7 3240
4 3500
7,2 3800
1
1,1 3325 59100 0,95
2
1,33
0,8
4,3
кг/тн
220
232
240
250
157
183
197
244
Поваренная соль. Соль (хлористый натрий) является важным элементом, обеспечивающим жизнедеятельность человека и животного мира, а также товаром, имеющим широчайший спектр промышленного применения. В России производятся следующие виды соли: соль в растворах, выпаренная соль (озерная и морская), каменная соль, высококачественная вакуумная соль. Объем выпуска последнего вида соли, однако, невелик. Производится также небольшое количество йодированной соли, однако в недостаточном объеме и недостаточно высокого качества при значительном уровне потребности в ней. Применение поваренной соли весьма разнообразно. Примерно 60% потребляемой соли используется в качестве химических сырьевых материалов. При этом 37% добычи расходуется в производстве хлора и каустической соды, 19% кальцинированной соды, 3% других химикатов, 19% в питании, 11% для посыпки автомобильных дорог, 11% в бурении нефтяных скважин, а также для очистки воды и т.д. Основная добыча поваренной соли в бывшем СССР была сосредоточена в России и на Украине, причем на долю первой приходится 38, 02% всей добычи страны, а на долю второй-52, 2%. В России насчитывается восемь солезаводов и два промышленных предприятия (АО "Уралкалий" АО "Сильвинит"), выпускающие соль в качестве побочного продукта калийного производства. Все солепроизводящие предприятия страны нуждаются в реконструкции и ремонте, что в последние годы не делалось из-за нехватки финансовых средств. Следует отметить, что основные соледобывающие мощности бывшего СССР находились вне Российской Федерации, поэтому в последние годы существования Союза инвестиции в эту отрасль промышленности направлялись в другие соледобывающие республики, главным образом, на Украину и Белоруссию. В России из предприятий химического комплекса крупнейшими производителями поваренной соли являются АООТ "Уралкалий" и АООТ "Сильвинит", которые произвели -61, 1% всей соли добытой в стране. Из других предприятий крупнейшим является комбинат "Бассоль", который добывает-21,
6% всей поваренной соли. Анализ емкости рынка поваренной соли показал, что 99, 7% соли потребляется на внутреннем рынке, и лишь 0, 3% на внешнем. Основным солепотребляющим регионом России является промышленно развитая и густонаселенная европейская часть. К наиболее значительным солепотребляющим районам России относятся Западная и Восточная Сибирь, а также Центральный, ВолгоВятский, Уральский, Волжские районы. На российскую промышленность приходится примерно 50, 0% современного потребления соли. Из промышленных сфер потребления наиболее значительной является химическое производство. В неблагоприятных условиях общехозяйственной конъюнктуры первой половины 90-х годов потребление соли в химической промышленности резко сократилось примерно вдвое. Одновременно значительно увеличилось использование соли в пищевой промышленности более чем на 50, 0%, а также в сельском хозяйстве, нефтехимии, в целях борьбы с обледенением дорог. Существенно возросло использование столовой соли населением России для домашнего приготовления пищи и консервирования. Дефицит соли по России на 2000г. составляет 5145тыс.т. Дефицит по регионам: Волжско-Уральский-1500тыс.т., Волго-Вятский-1200тыс.т., Западно-Сибирский2150тыс.т. Только 29, 2%потребности России в соли удовлетворяются за счет собственного производства, а 70, 8%-за счет ввоза из других республик, в основном из Белоруссии. Данные показывают, что общий объем ввезенной в 1995г. соли с Украины и Белоруссии в рассматриваемые регионы составляет 82, 6 тыс.тонн. Таким образом, сбыт соли в Татарстане и близлежащих с ним регионах возможен за счет отказа от ввозимой с Украины и Белоруссии соли и заменой ее на отечественную в объеме не менее 80 тыс.тонн. Жидкость глушения. Динамика сбыта и потребления тяжелой жидкости глушения, составленная на основе запросов, представлена следующим образом: ОАО"Татнефть" 10000т. ОАО"Самарнефть" 15000т. ОАО"Удмуртнефть" 1000т. ОАО"Оренбургнефть" 3500т. ОАО"Башнефть" 2500т. ИТОГО 32000т. Кроме того, здесь не учтены потребности в хлористом кальции для буровиков и ремонтников скважин, которые добавляют его для модификации цементных растворов. Так только в ОАО "Татнефть" его годовая потребность для буровиков
в пересчете на растворный хлористый кальций составляет 4500 т. Физико-химические процессы, лежащие в основе переработки пластовой воды, заключаются в следующем. На первом этапе происходит очистка пластовой воды от механических примесей и солей железа. Далее пластовая вода поступает на двухступенчатую термокомпрессионную выпарную установку, в которой на устойчивом, экономичном режиме происходит выпарка пластовой воды с концентрированием солей. При достижении определенной величины концентрации хлористого кальция в рассоле, осаждается хлористый натрий, пригодный для пищевых целей. Хлористый натрий отделяется от остального рассола на циклоне, промывается от солей кальция исходной пластовой водой, вновь поступает на центрифуги для отделения от жидкости. Готовая соль высушивается и далее идет на установку расфасовки и упаковки. Упаренный рассол с плотностью 1300-1400 кг/м3 предлагается использовать в качестве жидкости глушения. Таким образом, известные способы получения поваренной соли включают очистку исходной пластовой воды от механических примесей, остатков нефти, солей железа и выпаривание пластовой воды с концентрированием солей. При достижении определенной величины концентрации хлористого кальция в рассоле (жидкости глушения) происходит осаждение поваренной соли, пригодной для пищевых целей. Поваренная соль отделяется от остального рассола на центрифугах, промывается от солей кальция исходной пластовой водой, вновь поступает на центрифуги для отделения от жидкости и высушивается. Задачей предлагаемого изобретения является расширение ассортимента поваренной соли и получение жидкости глушения разной плотности с одинаковым набором минеральных солей. Поставленная задача решается тем, что в способе получения поваренной соли из пластовой воды нефтяного месторождения, включающем очистку исходной пластовой воды от механических примесей, остатков нефти, солей железа и выпаривание пластовой воды с осаждением поваренной соли, согласно изобретению, выпаривание ведут до достижения плотности остаточной жидкости от 1,19 до 1,39 г/см3, которую используют в качестве жидкости глушения. Сутью данного изобретения является получение жидкости глушения из пластовой воды нефтяного месторождения с различной плотностью, но
одинаковым с пластовой водой набором минеральных солей, пригодной для глушения скважин в широком диапазоне изменения пластового давления, а также поваренной соли разнообразного назначения. Глушение скважины это технологическая операция по замене скважинной жидкости на специальную жидкость глушения с повышенной плотностью. Эта операция является необходимой для последующего проведения подземных ремонтов скважин, пластовое давление в которых может изменяться от 7,5 до 22 МПа (Ромашкинское нефтяное месторождение). Повышение плотности выпариванием происходит при постоянном отделении поваренной соли от получаемой жидкости глушения. При этом в начале процесса получают крупную соль без примесей хлоридов кальция и магния, то есть гранулометрический и химический состав поваренной соли находится в причинно-следственной связи с плотностью жидкости глушения. С увеличением плотности остаточной жидкости уменьшаются размеры кристаллов хлорида натрия, и увеличивается содержание хлоридов кальция и магния в осажденной соли. Изменяя плотность остаточной жидкости при неизменном составе исходной пластовой воды можно получать товарную продукцию разнообразного назначения. В этом заключается отличие предлагаемого способа от известного. Изменение свойств осажденной поваренной соли обуславливает разные области применения. Например, при засолке рыбы требуется крупнокристаллическая соль с небольшим содержанием магния и кальция, а для засолки мяса необходима соль средней зернистости и ограниченным содержанием магниевых соединений. Поваренная соль, полученная в результате выпаривания пластовой воды до плотности 1,33 г/см3 и выше, без дополнительной очистки ее концентратов, не пригодна для посола мяса и рыбы вследствие высокого содержания кальция и магния, но может быть использована в качестве столовой, так как содержит необходимые для организма микропримеси веществ. При дальнейшем повышении плотности выпариваемой жидкости (1,35 г/см3 и выше), в осажденную поваренную соль переходит от 3 до 9% хлоридов кальция и магния, что делает ее непригодной для пищевых целей, но вполне применимой в кормах для животных. Область предпочтительного использования поваренной соли, полученной выпариванием пластовой воды, в зависимости от плотности жидкости глушения, включает использование ее в качестве пищевой и кормовой (для животных) соли.
ПРИМЕНЕНИЕ ПДВ В КАЧЕСТВЕ КОРМОВОЙ ДОБАВКИ Пластовые воды девонского горизонта содержат высокие концентрации солей кальция, натрия, калия, магния. В основном эти элементы представлены в виде хлоридов. Все эти элементы являются биогенными и жизненно необходимы для нормального развития организмов сельскохозяйственных животных. Отличительной чертой этой группы элементов является то, что они необходимы в относительно больших количествах и составляют макроминеральную основу живых организмов. Другие компоненты пластовых вод – железо, бром, йод и ряд других – также важны для нормальной жизнедеятельности и дефицит их может представлять угрозу для жизни животных, однако потребность в этих элементах на порядок и более ниже, чем в элементах первой группы (в связи с чем элементы второй группы рассматриваются как микроминеральные добавки). Из содержащихся в пластовой воде ионов наибольшую практическую значимость имеют кальций, натрий, калий, магний и хлорид. Не менее значимые функции выполняют железо и йод. Однако ввиду того, что дефицит железа не характерен для хозяйств Татарстана, этот элемент тут не рассматривается. Дефицит йода является серьезной проблемой животноводства и птицеводства. Однако без специального обогащения пластовые воды и составы, образующиеся из солевых компонентов пластовых вод после выделения поваренной соли, могут лишь частично компенсировать дефицит этого элемента в рационах питания. Определенный интерес представляет наличие в пластовых водах относительно высоких концентраций бромидов. Однако в литературе отсутствуют систематизированные данные о роли этого элемента в жизнедеятельности организмов животных и птицы. Все компоненты пластовых вод являются биогенными веществами, дефицит которых в той или иной мере бывает характерным для животноводческих и птицеводческих хозяйств. Исходя из состава пластовых вод их компоненты в первую очередь должны быть использованы для компенсации дефицита в рационах макроэлементов (кальций, поваренная соль, калий, магний, хлориды). Большим достоинством пластовых вод девонского горизонта является то, что все биогенные элементы в ней находятся в виде хлоридов, т.е. в наиболее биологически доступной для организмов животных и птицы форме. Представляется разумным на основе пластовых вод изготавливать два рецепта кормовых макроминеральных добавок и кормовую соль: А. Выпаренная или исходная необработанная пластовая вода без выделения каких-либо компонентов – для компенсации дефицита в рационах поваренной
соли с частичным устранением дефицита кальция, магния, железа, йода и пр. Б. Маточный раствор после выделения поваренной соли (выпаренный до сухого состояния или в виде рассола) – для компенсации дефицита кальция и магния в рационах питания животных с частичным устранением дефицита в поваренной соли, железа и йода. С. Кормовая соль – менее очищенная по сравнению с пищевой поваренной солью без предварительного удаления солей железа. Введение в дрожжуемые корма пластовой воды как минеральной кормовой добавки для компенсации дефицита в рационах животных поваренной соли не подавляет жизнедеятельности дрожжей. Добавки пластовой воды затрудняют ферментативное расщепление углеводных компонент кормов. Обогащение кормов макроминеральными добавками на основе пластовых вод девонского горизонта рекомендуется производить после окончания ферментативного расщепления питательных компонент корма. В случае производства макроминеральной добавки на основе пластовых вод без иодидов и магния, эта добавка может добавляться в зернофураж перед его ферментативной обработкой и будет ускорять процесс расщепления высших углеводов корма. СХЕМА ОЧИСТКИ ПДВ ОТ ХЛОРИСТОГО МАГНИЯ Установка очистки ПДВ от хлористого магния работает периодически и обеспечивает осаждение гидрата окиси магния известью на 85-90% в одну стадию. Одновременно удаляется большая часть сероводорода. 1. С учетом того, что для приготовления 1 куб.м жидкости - концентрата используется 0,5 куб.м пластовой воды, для осаждения хлористого магния из ПДВ (из расчета 20 кг строительной извести на каждый 1 куб.м) потребуется 10 кг молотой извести. 2. Продолжительность одного цикла осаждения хлористого магния составляет 16 часов, для проведения реакции осаждения использу¬ется 2% суспензия извести при постоянной циркуляции суспензии в течение 4-6 часов. З. Для осветления очищенной пластовой воды необходимо выдержать ее в покое в течении 10-12 часов. Ниже приведена принципиальная схема очистки.
Рис.1. Схема очистки ПДВ от хлористого магния 1- дробилка; 2- шнековый питатель; 3- реактор; 4-циркуляционный насос; 5- накопительная емкость для осветления ПДВ. На основании проведенных исследований добавок ПДВ можно сделать следующие предварительные выводы: 1. Изучаемые препараты и различные их композиции обладают определенным консервирующим эффектом, а также обогащают силоса минеральными веществами. 2. Максимальное содержание сырого протеина в силосах наблюдалось при совместном внесении в кукурузную массу маточного раствора с ДАФ (5+5 мл/кг) – 2,08 %, элементарной серы (1 и 3 г/кг) – 1,80-1,92 %, против 1,63 % в контроле. 3. Изучаемые консерванты и их смеси повысили содержание сырой золы в опытных силосах. В вариантах опыта, заложенных с СМК в дозе 4 и 6 г/кг, количество сырой золы составило 1,39 и 1,48 %, СМК в сочетании с элементарной серой (4+3 г/кг) – 1,52, СМК с цеолитом (4+4 и 6+6 г/кг) – 1,70-2,04 %, что выше контрольного варианта соответственно на 39; 48; 52; 70; 104 %. 4. В опытных вариантах силосов содержание кальция достигало до 1,4-1,6 г (СМК с цеолитом в дозе 4+4 и 6+6 г/кг) и 1,3 г (ПР в дозе 10 г/кг, СМК в дозе 6 г/кг, СМК с цеолитом 2+2 г/кг). Во всех остальных вариантах опыта его количество было больше по сравнению с контролем на 11,1-33,3 %. 5. Опытные силосы из-за низкого содержания сухого вещества (20-22 %) по ГОСТу отнесены ко II классу, а контрольный силос без добавок к III классу (19,5 %). 6. Маточный раствор (МР) пластовых вод может быть использован в рационах сельскохозяйственных животных в качестве балансирующей добавки по основным макро- и микроэлементам. 7. Оптимальной дозой ввода маточного раствора в рационы моногастричных
животных является 1,9-3,7 г на 100 г корма, при котором ОБЦ рациона повышается на 26,8-31,8 % по сравнению с контролем. 8. Перспективным является использование в рационах маточного раствора или его высушенных форм, обогащенных недостающими макро- и микроэлементами, до научно-обоснованных норм. Демпферная жидкость на основе пластовой воды Полное описание изобретения в качестве примера. Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к жидкостям глушения нефтяных скважин и способам их приготовления. Наиболее близким к предлагаемому решению является состав для приготовления технологической жидкости по пат. РФ N 2005762, включающий водорастворимую соль кальция и свободный аммиак, который реагируют при смешении с образованием суспензии гидроокиси кальция (извести), используемой в качестве коркообразующего материала. Согласно известному изобретению, суспензия извести в жидкости стабилизуется дополнительным введением или технического лигносульфоната, или нейтрально-сульфитного щелока. Недостатком известного состава является то, что суспензия извести образует рыхлую корку на поверхности пористой среды, которая (корка) обладает повышенной водоотдачей. Кроме того, для приготовления известного состава используются дефицитные теперь промышленные продукты - соли кальция, свободный аммиак и технический лигносулъфонат. Основная часть этих продуктов не участвует в глушении пористой среды, а лишь загрязняет стенки обсадной колонны выше перфорационных отверстий. Известные способы приготовления жидкостей глушения заключаются в смешении в определенной последовательности и перемешивании составных частей (описание а.с. N 1765151). Целью данного изобретения является повышение эффективности жидкости глушения за счет оптимизации содержания коркообразующего материала и способа приготовления, предусматривающего предварительное осаждение коркообразующего материала. А также удешевление предлагаемой жидкости за счет использования отходов. Поставленная цель достигается тем, что в жидкости глушения нефтяных скважин, состоящей из пластовой воды и коркообразующего материала, согласно изобретению в качестве коркообразующего материала используют
моносульфитный щелок, содержание которого в жидкости глушения выбирают в зависимости от плотности пластовой воды из соотношения: С = 32-20 р, где с -содержание моносульфитного щелока в об.%, р - плотность пластовой воды. Указанная цель достигается также тем, что в способе приготовления жидкости глушения, включающем перемешивание, согласно изобретению, после перемешивания производят отстой жидкости до образования илоподобного осадка, а перед использованием жидкость дополнительно перемешивают. Суть изобретения состоит в том, что при смешении пластовой воды с моносульфитным щелоком происходит обратимое укрупнение (флокуляция) коллоидных частиц моносульфитного щелока под воздействием минеральных солей (кальция и магния) пластовой воды с образованием легкоподвижного илоподобного осадка. Количество илоподобного осадка зависит от минерализации (плотности) пластовой воды и содержания моносульфитного щелока. Опытным путем установлено, что существует критическая концентрация моносульфитного щелока в пластовой воде, ниже которой жидкость глушения фильтруется почти без сопротивления, т.е. ниже критической концентрации моносульфитный щелок не образует корки на фильтровальной перегородке, а происходит загрязнение частицами пор фильтровальной перегородки (кольматация). При превышении критической концентрации на 1-2% об. на фильтровальной перегородке образуется корка, которая начинает оказывать сопротивление фильтрации, т.е. водоотдача жидкости глушения начинает снижаться. Образование илоподобного осадка в коллоидной системе (моносульфитного щелока) под воздействием электролита (пластовой воды) напрямую зависит от количества коркообразующего материала, концентрации солей и времени отстоя, в течение которого происходит укрупнение илоподобных частиц. Предлагаемое соотношение с = 32-20 р позволяет оптимизировать количество моносульфитного щелока в пластовой воде разной плотности при сохранении низких значений водоотдачи (8-9 см ). В этом отличие предлагаемого решения от прототипа, где коркообразующий материал получают в результате необратимой химической реакции между водорастворимой солью кальция и свободным аммиаком. Зависимость оптимального содержания моносульфитного щелока от плотности (т.е. минерализации) пластовой воды определена опытным путем и имеет следующее выражение: с = 32-20 р, где 32 и 20 эмпирически подобранные константы, с - содержание моносульфитного
щелока в объемных процентах, которое нужно добавить в пластовую воду для получения оптимального количества илоподобного осадка, р - плотность пластовой воды (безразмерная величина), взятой для приготовления жидкости глушения. Укрупнение коллоидных частиц моносульфитного щелока под воздействием минеральных солей пластовой воды с образованием легкоподвижного илоподобного осадка протекает во времени и в нормальных условиях отстой занимает не более 4 часов. При снижении температуры (в зимнее время) процесс укрупнения затягивается, но не превышает 12 часов. Таким образом, в пределах от 4 до 12 часов после смешения пластовой воды и оптимального количества моносульфитного щелока (рассчитанного по вышеприведенному соотношению) завершается образование легкоподвижного илоподобного осадка, который в жидкости глушения выполняет роль коркообразующего материала. Перед использованием жидкость глушения дополнительно перемешивают для равномерного распределения илоподобного осадка в объеме жидкости лишь на время закачки этой жидкости в скважину. По самому смыслу жидкость глушения должна содержать коркообразую-щий материал только в зоне фильтрации, т.е. на забое скважины, в районе перфорационных отверстий. Основной объем жидкости глушения (95-98%) не участвует в образовании корки и наличие коркообразующего материала в жидкости, находящейся выше перфорационных отверстий, излишне. Во время глушения по предлагаемому изобретению легкоподвижный илоподобный осадок концентрируется (оседает) в нижней части ствола скважины, дополнительно уменьшая водоотдачу фильтрационной корки. В этом заключается отличие предлагаемого изобретения от способов приготовления известных составов, предусматривающих стабилизацию коркообразующего материала во всем объеме жидкости глушения путем дополнительного введения реагентовстабилизаторов. Пример конкретного исполнения. Для определения коркообразующих свойств моносульфитного щелока (МСЩ) в зависимости от плотности пластовой воды использовали стандартный прибор ВМ-6, внеся изменения в методику отсчета. Вместо суммарной водоотдачи за 30 мин. фильтрации через фильтровальную бумагу, определяли кинетику фильтрации в зависимости от t^0.5 -корня квадратного времени фильтрации в секундах (В.И.Рябченко. Управление свойствами буровых растворов. М., Недра, 1990, с. 100 и рис. 4.4.). В качестве коркообразующего материала использовали моносульфитный щелок (МСЩ) по ТУ 13-7308001-453-84, который является многотоннажным отходом
целлюлозной промышленности. МСЩ смешивали с минерализованной водой: в первом случае - с пластовой девонской водой плотностью 1,2. Во втором случае использовали сточную воду с плотностью 1,1 с установки подготовки нефти. Рассчитанное по соотношению с = 32-20 р количество МСЩ добавляли в первом случае в пластовую воду в количестве С1 = 8 об.%, а во втором случае - в сточную воду в количестве Сг - 10 об.%. После перемешивания ставили на отстой при комнатной температуре на 4 часа до образования илоподобного осадка. Перед заливкой в цилиндр прибора ВМ-6 образцы жидкостей глушения перемешивали до равномерного распределения илоподобного осадка в объеме образца. Затем определяли кинетику фильтрации в зависимости от t корня квадратного от времени в секундах. Жидкость глушения, приготовленная из пластовой девонской воды с плотностью 1,2 при содержании моносульфитного щелока 8% обеспечивает снижение фильтрации до приемлемого уровня, т.е. до 6,9 см. Уменьшение минерализации требует увеличения содержания МСЩ. Для сточной воды с плотностью 1,1 концентрация МСЩ, рассчитанная по предлагаемому соотношению, возрастает до 10%, что снижает водоотдачу до 9 см за 30 мин. фильтрации. Использование жидкости глушения, составленной из двух отходов с применением эмпирического соотношения с = 32-20 р, позволяет снизить водоотдачу до приемлемого уровня 7-9 см3 за 30 мин. фильтрации.
ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ (Обзор)
Введение Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется падением добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции. Основные задачи этого этапа: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых.
Залежи нефти большинства месторождений Урало-Поволжья многопластовые с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости и малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами, обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. По Ромашкинскому месторождению доля трудноизвлекаемых запасов нефти, по сравнению с первоначальной, увеличилась с 37% до 80%. Основные эксплуатационные объекты месторождения сложены как терригенными, так и карбонатными породами. В настоящее время в среднем около 50% запасов нефти разрабатываемых месторождений относятся к карбонатным коллекторам. Карбонатные залежи Татарстана отличаются от аналогичных залежей Урало-Поволжья более высокими темпами обводнения и относительно большим водонефтяным фактором при соответствующей степени промывки, что обусловлено значительной вязкостью добываемой нефти, небольшими размерами залежей, низкими коллекторскими характеристиками, небольшими эффективными нефтенасыщенными толщинами. Нефти основных продуктивных горизонтов Татарстана тяжелые (плотность нефтей пермских отложений 950-960 кг/м3), высокосернистые (2,4-5,0%), высоковязкие (от 30 до 50 МПа-с в карбонатных отложениях) и парафинистые (3-5%). В Удмуртии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений принадлежат к карбонатным коллекторам, 22% - к терригенным, 37% запасов относятся к трудноизвлекаемым, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (>30 МПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (<2 м) и в водонефтяной зоне 9,66% - залежи с малопроницаемыми коллекторами (0,05 мкм), более 2% запасов находятся в подгазовых зонах. Залежи нефти наиболее крупных месторождений многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Прирост извлекаемых запасов в
последние годы идет в основном за счет трудноизвлекаемых запасов в коллекторах с малой проницаемостью (<0,05 мкм2), в водонефтяной зоне и малых толщинах. Добываемые нефти Удмуртии в основном высокой (>30 МПа-с) и повышенной (от 10 до 30 МПа-с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена высоким содержанием асфальто-смолистых и парафиновых углеводородных соединений. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Технология заводнения карбонатных коллекторов наряду с положительными аспектами выявила и отрицательные последствия: 1) в нагнетательных скважинах воду принимали интервалы небольшой толщины (примерно 25% перфорированной толщины отложений); 2) по отдельным наиболее проницаемым интервалам разреза происходил быстрый прорыв воды; 3) повышение давления нагнетания приводило к раскрытию вертикальных трещин, что способствовало обводнению добывающих скважин или уходу воды, под залежь без совершения полезной работы. В результате анализа опробования скважин, вскрывших карбонатные коллекторы, установлено, что без солянокислотной обработки их дебит обычно не превышает 1 т/сут, то есть эксплуатация этих объектов без обработки призабойной зоны (ОПЗ) не эффективна. Основными методами ОПЗ в карбонатных коллекторах являются соляно-кислотные воздействия и создание забойных каверн многократными кислотными ваннами. При разработке нефтяных месторождений путем заводнения важнейшее значение имеет выбор обоснованных величин давления нагнетания. Это особенно важно при разработке карбонатных коллекторов. Основным критерием оптимизации пластового и давления нагнетания для трещиноватых коллекторов целесообразно считать такой их уровень, когда раскрытие трещин и их распространение на межскважинные расстояния добывающих скважин не происходит. В то же время для обеспечения необходимой приемистости и закачки технологически обоснованных объемов
воды режимы нагнетания должны быть такие, чтобы происходило раскрытие трещин на ограниченную величину. По опыту исследования скважин Пермской области это давление составляет порядка 0,75 горного. На большинстве объектов месторождений Удмуртии уровни давления нагнетания близки к оптимальным. Однако фактические пластовые давления могут достигать значений выше критических, что может быть причиной раскрытия трещин на значительные расстояния и интенсивного обводнения продукции добывающих скважин. Давления нагнетания в среднем равны 9,7 МПа, что в 1,2 раза ниже проектной величины. Давление на забое добывающих скважин в среднем на 25% ниже проектной величины и на 34% ниже давления насыщения. Такое снижение давления на забое добывающих скважин также может быть причиной преждевременного обводнения. 1. Причины обводнения скважин. В процессе эксплуатации скважин рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под воздействием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах. Помимо этого возможен переток вод из одного пласта в другой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь эксплутационной колонны, но контакт ее с наружной поверхностью труб может привести к коррозии и нарушению впоследствии герметичности колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов необходима для охраны недр. Наличие межпластовых перетоков недопустимо всегда, поскольку возникают следующие нежелательные последствия: - искажается дебит скважины, а также характер насыщения продуктивного пласта, что приводит к снижению как добывных возможностей скважины, так и коэффициента извлечения нефти из пласта; - нарушается естественная минерализация пластовых вод по разрезу скважины, что искажает оценку характера насыщения пластов по геофизическим исследованиям; - снижается достоверность значения газового фактора при добыче нефти, что нарушает проектную технологию разработки пласта; - образуются вторичные залежи нефти и газа, которые могут осложнить бурение
последующих скважин на площади; - при наличии в посторонней воде сероводорода и углекислого газа возникает интенсивная коррозия подземного и наземного оборудования и цементного камня. При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних и нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, а также подошвенных вод отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину Таким образом, причиной прорыва посторонних вод является недоброкачественное цементирование колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных; Нарушение цементного кольца в затрубном пространстве или разрушение цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне вследствие наличия трещин и раковин в теле колонны; нарушения колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при капитальном и текущем ремонтах скважины На современной стадии разработки месторождений Урало-Поволжья существуют две основные особенности разобщения пластов. Первая увеличивающиеся нагрузки на крепь при эксплуатации скважин, связанные с современной технологией разработки, при которой применяются более интенсивные воздействия на пласт. Перепады давления между пластами продуктивного разреза скважин при вскрытии и креплении достигают 9-10 МПа, а при эксплуатации - 20 МПа. Вторая связана с разобщением карбонатных коллекторов, при освоении и эксплуатации которых многократными депрессиями - репрессиями и соляно-кислотными обработками из-за вязких нефтей перепад давления на метр цементной крепи значительно превышает допустимый (2 МПа). 2. Особенности технологии заканчивания скважин На буровых предприятиях применяется наиболее оптимальная для месторождений одноколонная, реже двухколонная, конструкция добывающих и нагнетательных скважин. В зависимости от геологических условий с учетом особенностей назначения скважин применяются следующие промывочные жидкости: глинистые, полимерглинистые, силикатно-полимерные, безглинистые на основе полиакриламида, нефтеэмульсионные растворы и газожидкостная смесь.
Вскрытие продуктивных пластов большинства скважин производится с промывкой забоя полимерно-карбонатным раствором. Проблема надежной герметизации ствола скважин с близким расположением подошвенных вод, небольшими перемычками между нефтеносным и водоносным пластами, большими (4-6 МПа) перепадами давлений между ними является одной из самых важных и наиболее сложных в области строительства скважин. Цементирование направлений осуществляется прямым способом портландцементным раствором с ускорителем схватывания (хлористого кальция или хлористого натрия 3-4% к массе цемента) и инертного наполнителя (опил, кордное волокно). Цементирование кондукторов и промежуточных колонн производится прямым способом портландцементным раствором с ускорителем схватывания. В скважинах с интенсивными зонами поглощения в Казанском, Уфимском или Артинском горизонтах изоляция зон поглощения осуществляется различными тампонажными смесями. Изоляционные работы производятся как в процессе бурения, так и при подготовке ствола к спуску кондуктора. Перед спуском обсадной колонны производится намыв инертного наполнителя на глинистом растворе до появления полной циркуляции и получения избыточного давления на устье скважины Ризб. = 1,5-2,0 МПа. Цементирование эксплуатационных колонн, в основном, осуществляется прямым способом портландцементным тампонажным раствором. Однако современные горно-геологические условия разобщения пластов требуют применения тампонажных материалов, соответствующих конкретным условиям заканчивания и способных выдерживать все возрастающие перепады давлений на метр цементной крепи. Для цементирования верхней части ствола применяется облегченный тампонажный раствор, в качестве которого используются составы глиноцементного (гельцементного) раствора, основанные на использовании глинопорошков из местных глин (кальциевый бентонит). Эксплуатационная колонна оснащается башмачным патрубком, кольцом "стоп" с обратным клапаном и центрирующими фонарями типа ЦЦ-1или ЦЦ-2. На некоторых скважинах применяются жесткие центраторы типа ЖЦЛ (литые) или ЖЦС (сварные).
Для цементирования скважин применяется портландцемент Катав-Ивановского цементного завода, Жигулевского завода стройматериалов, АО "Уралцемент" и другие. Однако качество поставляемого цемента не всегда соответствует требованиям ГОСТ 1581-96, что подтверждается многочисленными результатами анализов тампонажного портландцементного раствора и камня, проведенными лабораторией промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Буровыми организациями для улучшения качества крепления скважин и надежного разобщения пластов осуществляется ряд мероприятий, направленных на обеспечение высоты подъема цемента за колонной; снижение гидростатического давления столба тампонажного раствора; улучшение качества сцепления цементного камня с породой и колонной; предупреждение каналообразований в цементном камне между разнонапорными пластами; обеспечение герметичности колонн; обеспечение дохождения геофизических приборов в колонне до кольца "стоп". Обеспечение герметичности ствола скважины осуществляется намывом наполнителей на глинистом растворе до получения давления на устье скважины Ризб.=4,0 МПа; цементированием зон поглощений тампонажными пастами и смесями с ускорителем схватывания и вводом крупноразмерных наполнителей. Зоны катастрофического поглощения ликвидируются путем установки профильных перекрывателей. Для лучшего замещения промывочной жидкости цементным раствором закачивается порция буферных жидкостей (в основном, водный раствор триполифосфата натрия ТПФН или нитрилотриметилфосфоновой кислоты НТФК). Улучшение реологических свойств тампонажного раствора и получение гомогенного, однородного по составу раствора некоторыми буровыми предприятиями достигается путем применения гидроактиваторов и осреднительных емкостей. На некоторых скважинах для защиты продуктивного пласта от репрессий, создаваемых цементным раствором, производится цементирование эксплуатационных колонн в две ступени с использованием заколонных устройств (ПДМ, МСЦ). Для предупреждения каналообразований в цементном камне между разнонапорными пластами буровыми предприятиями предпринимаются следующие меры:
1) используются буферные жидкости моющего типа; 2) применяются ускорители сроков схватывания цементного раствора; 3) производится установка фильтров для безперфораторного вскрытия продуктивных пластов; 4) испытание колонны на герметичность производится после получения давления "стоп" и проверки работы обратного клапана; 5) вскрытие продуктивных пластов наряду с кумулятивным производится сверлящими перфораторами, отличающимися щадящим воздействием на цементную крепь. Герметичность колонн контролируется опрессовкой труб давлением 15-25 МПа на поверхности; проверкой резьбовых соединений контрольными калибрами; применением для герметизации резьбовых соединений труб ряда уплотнительных материалов (лента ФУМ, сурик); прогревом ниппелей и муфт в зимнее время. Для качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов в оснастке эксплуатационных колонн применяется оборудование для разобщения и вскрытия пластов типа ОРВ и фильтры с полыми заглушками типа ФПД (фильтр полый) без применения перфораторов. Вызов притока из скважины осуществляется, в основном, свабированием с выбором регулируемой депрессии на пласт. Однако технологические приемы, используемые при свабировании на разных предприятиях, и конструкция свабов существенно отличаются друг от друга, причем зачастую их эффективность далека от желаемой. К настоящему времени на основании проведенных теоретических исследований, опытно-конструкторских и промысловых работ накоплен определенный практический опыт по свабированию скважин. Разработан и испытан в промысловых условиях целый ряд высокоэффективных и безопасных технологических приемов свабирования скважин в различных условиях. Однако при существующей методике свабирования пока нет четкого регулирования депрессии на пласт. Определение места притока вод в скважину. Ремонтно-изоляционным работам предшествует определение места дефекта в эксплуатационной колонне, его характера и глубины расположения. Основная цель состоит в определении источника обводнения продукции скважины. Как было указано выше, наиболее распространенными причинами обводнения скважин является заколонная циркуляция в интервалах негерметичности заколонного пространства, подтягивание подошвенной воды при эксплуатации
пластов с водонефтяным контактом и подход фронта пластовой или закачиваемой воды непосредственно по пласту, вскрытому перфорацией. При выделении источников обводнения продукции скважины наилучшие результаты дают геофизические исследования в действующих скважинах. Наиболее информативны исследования высокочувствительным термометром, механическим и термокондуктивным расходомерами, датчиками состава влагомером, плотномером и резистивиметром. Состав обязательного комплекса зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции скважины. Во всех случаях желательно включать высокочувствительную термометрию и механическую расходометрию. Привязка замеряемых параметров по глубине осуществляется с помощью локатора муфт и ГК. Обычно достаточно один раз провести в скважине совместный замер локатором муфт и ГК, и в последующем привязывать глубины только по локатору муфт При обводнении продукции 90% и более определить, какой из пластов, вскрытых перфорацией, является источником поступления воды в скважину в большинстве случаев возможно по наибольшей производительности. Для этого достаточно исследований механическим расходомером и термометром. Последний позволяет судить о том, является ли причиной обводнения продукции заводнение пласта или же вода поступает к интервалу перфорации по негерметичному заколонному пространству из ниже- или выше лежащих пластов. В качестве дополнительных методов можно применять термокондуктивный расходомер для обнаружения интервалов слабого притока жидкости и индуктивный резистивиметр, позволяющий выделить интервалы внедрения нефти в воду. В скважинах с обводненностью менее 90% по диаграммам притока жидкости не всегда можно выделить перфорированный пласт, из которого поступает вода. В этих скважинах, кроме рассмотренных методов, обязательный комплекс включает изучение состава жидкости в стволе влагомером или индукционным резистивиметром при обводненности продукции до и свыше 50% соответственно, или гамма-плотномером, который может применяться во всем диапазоне изменения обводненности Механизированные скважины часто не удается исследовать в период эксплуатации, и измерения проводятся в процессе возбуждения компрессором после остановки и подъема глубинного оборудования. Исследования начинают в остановленной скважине: Регистрируется диаграммы локатора муфт, ГК для привязки замеряемых параметров к разрезу; определяют глубину забоя и подвески НКТ; проводят замер датчиком состава с целью определения состава
жидкости в колонне и положения водонефтераздела в интервале исследования; снимают фоновую диаграмму термометром. Термометр устанавливают над верхним из пластов, вскрытых перфорацией, замеряют температуру и включают компрессор. До прорыва воздуха через пусковую муфту происходит рост забойного давления, пласты могут начать принимать жидкость из ствола скважины, о чем можно судить по снижению температуры, регистрируемой прибором, установленным над пластом. Если температура понизилась на 0,5-1°С, то регистрируется термограмма с целью оценки герметичности заколонного пространства. После начала притока жидкости из пласта регистрируется термограмма и переходят к замеру пакерными датчиками скорости потока и состав жидкости. Время начала измерения датчиками состава после получения притока жидкости из пласта должно превышать время от начала работы компрессора до прорыва воздуха через пусковую муфту. В зависимости от полученных результатов измерения могут быть продолжены после отключения компрессора до установления статического уровня в межтрубном пространстве. Это особо относится к низкодебитным скважинам. 3. Анализ технологии крепления Ниже приведены основные виды технологического брака: прорыв вод при освоении (5,6%); недохождение геофизических приборов до проектного уровня (2,1%); недоподъем цементного раствора за эксплуатационной колонной (1,6%); негерметичность эксплуатационной колонны (0,5%). В результате анализа скважин с этими видами брака при креплении можно сделать вывод, что основной причиной некачественного крепления являются: недостаточная подготовка ствола скважины к цементированию колонны; недостаточная герметичность проницаемых участков ствола скважины; применение цементных растворов без модифицирования и низкое качество поставляемых цементов; низкая герметизация резьбовых соединений; отсутствие надежного центрирования эксплуатационных колонн; несовершенство конструкции применяемых муфт ступенчатого цементирования. Одной из серьезных проблем при цементировании скважин является прорыв вод при освоении. Анализом 62 скважин с прорывом вод при освоении установлено, что источник поступления вод в скважину по определению методами ГИС следующий: 1) заколонное движение жидкости из нижележащих неперфорированных
водонасыщенных коллекторов плотностью 1160 -1180 кг/м3 (нижняя вода) в 23 анализируемых скважинах (37%); 2) заколонная циркуляция жидкости плотностью 1150-1190 кг/м с нижележащего неперфорированного водонасыщенного коллектора, расположенного в подошве нефтеносного пласта (подошвенная вода), обнаруженная в 18 анализируемых скважинах (29%); 3) поступление жидкости из интервалов перфорации при герметичном забое и отсутствии заколонных перетоков, что предполагает движение жидкости по пласту в 9 скважинах (14%); 4) движение жидкости из вышележащего неперфорированного пласта (верхняя вода), происходящее, возможно, через нарушение в эксплуатационной колонне в 7 скважинах (11%); 5) поступление воды плотностью 1032-1110 кг/м3 из обводненных коллекторов в 5 скважинах (8%). Прорыв вод при освоении происходит как в скважинах, продуктивный горизонт которых сложен терригенными коллекторами (30 скв.), так и в скважинах с карбонатными коллекторами (32 скв.). В скважинах с терригенными коллекторами одна из основных причин заколонных перетоков некачественное крепление в интервалах каверн между пластами с разной насыщенностью коллекторов. Известно, что кавернозность ствола скважины не только оказывает отрицательное влияние на процесс бурения и затрудняет процесс спуска колонн, но и осложняет изоляцию и разобщение продуктивных и водонасыщенных горизонтов. Наличие значительных по размерам каверн в проницаемой продуктивной зоне способствует образованию застойных зон при циркуляции промывочной жидкости и отложению толстых и рыхлых фильтрационных корок в кавернозных интервалах. Это может явиться причиной образования каналов перетока пластовых вод на границе породы и цементного камня даже при хорошей организации спуска колонн и наличии на ней скребков и центраторов. Одной из причин прорыва вод в скважины, продуктивный горизонт которых сложен карбонатными коллекторами, является, соляно-кислотная обработка при освоении. В 46 % скважин с карбонатными коллекторами, на которых производилась соляно-кислотная обработка, произошел прорыв вод при освоении. По показателям эксплуатации анализируемых добывающих скважин видно: 1. Из 40 скважин в эксплуатационном фонде остались лишь 25 (62%), причем
две из них работают только после приобщения других горизонтов. 2. Остальные скважины переведены в пьезометрический и нагнетательный фонды, ППД или находятся в бездействии. 3. Средний текущий дебит нефти через три месяца эксплуатации составляет 2,9 т/сут при обводненности 32%, через шесть месяцев - 2,5 т/сут при обводненности 40%, через год - 2,4 т/сут при обводненности 60%. 4. Восемь скважин (36%) работают с обводненностью 60-100% и только три . скважины эксплуатируются без воды. 5. В трех скважинах №№ 1297, 1280, 1274 Енорусскинского месторождения заколонная циркуляция не ликвидирована. Таким образом, основной причиной прорыва вод при освоении является заколонная циркуляция жидкости вследствие: а) малой толщины уплотненных перемычек между коллекторами (менее 2 м) или их отсутствия (26%); б) отсутствия или нарушения герметичности контакта "камень-стенка скважины" (низкие адгезионные свойства цементного камня с глинистыми породами; разрушение глинистой корки из-за коагуляции под действием I электролита, обезвоживания за счет контракционного эффекта, выдавливания глинистой корки); в) нарушения герметичности контакта "камень-обсадная колонна" (разные деформационные свойства металла и цементного камня, наличие слоя глинистого раствора на трубах, конструктивные особенности обсадных труб); г) образования циркуляционных каналов, в цементном камне из-за низкого качества цемента (седиментационной неустойчивости цементного раствора); д) нарушения цементного камня при кислотных обработках пласта и перфорирования; е) наличия вертикальной трещиноватости в приствольной части скважины. Кроме того, причиной прорыва вод при освоении может быть поступление нагнетаемой и контурных вод по пласту вследствие наличия кавернозности и вертикальной трещиноватости в карбонатных коллекторах и перфорирования обводнившегося коллектора, а также негерметичность эксплуатационной колонны. Показатели скважин прослеживались в течение 6 месяцев после ввода их из бурения. В результате анализа получено, что наиболее высокий темп обводнения и наименьший безводный период эксплуатации составляет в скважинах, продуктивный горизонт которых сложен карбонатами. В процессе освоения обводнение наблюдается в 3-7% скважин. К шести месяцам
эксплуатации уже 30% скважин эксплуатируются с обводненностью 20-60%. Обводнение большинства скважин в первые месяцы эксплуатации обусловлено поступлением воды из нижнего водоносного пласта в результате нарушения герметичности зацементированного заколонного пространства или по трещинам в породе. Количество скважин, в которых проводились ремонтно-изоляционные работы по ликвидации заколонной циркуляции закачиваемой воды в непродуктивные пласты, составило 6,6% от общего числа анализируемых. В первые 5 лет эксплуатации количество скважин с заколонной циркуляцией составило 43,7% от их общего числа, 10 лет - 77,5% скважин. Как правило, заколонная циркуляция закачиваемой воды происходит в нижележащие (относительно интервала перфорации) водоносные пласты и обуславливается: качеством цементирования эксплуатационной колонны; толщиной литологического разреза между продуктивным и водоносным пластом; коррозионно-механическим разрушением цементного кольца из-за повышения давления нагнетания закачиваемой воды и воздействия агрессивных химических реагентов при обработке призабойной зоны и ГШП нередко с превышением величины репрессии над величиной критического перепада давлений на цементное кольцо. Скважины с заколонными межпластовыми перетоками составили 5,8% от общего числа анализируемых скважин. В интервале от 5 до 25 лет эксплуатации, в среднем на 2 скважины в год, происходит увеличение числа скважин с межпластовыми перетоками, которые вызваны несоответствием качества цементирования эксплуатационной колонны и кондуктора условиям эксплуатации скважины вследствие некачественного цементирования и разрушения цементного кольца в процессе эксплуатации скважины. Количество скважин, в которых проводились ремонтно-изоляционные работы по ликвидации негерметичности башмака колонны, составило 1,4% . Основной объем отказов приходится на первые 5 лет эксплуатации (46,6%). Анализом промыслового материала по потере устойчивости и герметичности колонн эксплуатационного фонда скважин на нефтяных месторождений Татарстана установлено, что смятию и разрыву сплошности колонн подвержены 159 скважин, из них 72,9% нагнетательных скважин и 27,1% добывающих. Интервалы деформации колонн приурочены, в основном, к отметкам кровли кыновских аргиллитов (До). Причем, в скважинах, где пласты продуктивного
разреза разобщены с использованием полимерцемента, случаев нарушения колонн не зафиксировано. 4. Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ На поздней стадии разработки месторождений при ухудшении структуры запасов и старения фонда скважин, работы по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин являются неотъемлемой частью комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию уровня добычи нефти. Успешное решение этой проблемы значительно усложняется изза сложных гидродинамических условий многопластовых залежей на поздней стадии разработки месторождений, когда существенно изменяется динамическое состояние залежи и снижается эффективность воздействия системы разработки на конечные показатели добычи нефти. В этих условиях обводненность большинства скважин составляет более 90 %, что в свою очередь приводит к падению темпов отбора нефти, требует дополнительных затрат на сбор и утилизацию попутной воды, ограничение нерационального обводнения добываемой продукции. При этом продолжительность и стоимость ремонтов возрастают с каждым годом, а эффективность, выражающаяся в дополнительной добычи нефти, снижается. 1. Устранение некачественного крепления - скважин, нарушения герметичности заколонного пространства, обусловленные критическими нагрузками на элементы крепи в процессе строительства, освоения, эксплуатации скважин. 2. Ограничение непроизводительной закачки с использованием гадроизолирующих материалов, как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. 3. Ликвидация негерметичности и нарушения эксплуатационных колонн, раствора доподъем цементного за эксплуатационной колонной и кондуктором, изоляция межколонных нефтеводопроявлений и межпластовых перетоков. Проведение вышеперечисленных мероприятий направлено на снижение отбора попутной воды, интенсификацию добычи нефти, обеспечение проектной нефтеотдачи пластов, обеспечение требований охраны недр, повышение надежности разобщения продуктивной толщи и защиту обсадных колонн от коррозии. По результатам анализа, проведенного за 5 лет, видно, что в общей сложности перечисленные виды водоизоляционных работ составляют до 20% от общего объема работ по ремонту скважин. Установлено, что из общего объема всех изоляционных работ, проводимых в эксплуатационных скважинах, 76-80% приходится конкретно на изоляцию и ограничение водопритоков, а успешность
и эффективность этих работ составляет в среднем 50-60%. Необходимо отметить, что ежегодно возрастает объем двойных, тройных повторных ремонтов на одной скважине, выявляющихся в ходе ремонта. Так в 1998 году он составил 118 скважин (общее количество отремонтированных скважин - 736), из них на 47 скважинах проводились повторные водоизоляционные работы. В 1999 году их количество составило 94 скважины. Изоляция пластовых вод проводится в скважинах, где обводнение достигает 90100%, а плотность воды 1160-1190 кг/м3. Если обводнение происходит за счет подъема ВНК в самом пласте или конусообразования, производится закачка тампонажного материала через существующие фильтры. В случае селективной изоляции - повторное вскрытие. При применении цементного раствора или смол, фильтр скважины вскрывался, исходя из мощности пласта. В скважине с фильтром на два и более пласта проводятся работы по частичному или полному отказу от обводняющего пласта путем установки летучек (для изоляции верхних пластов) или блокадой нефтесернокислотной смесью (НСКС). Основными тампонирующими материалами для изоляции пластовых вод являются цемент, гипан и жидкое стекло с последующим закреплением цементом или без него, кремнийорганические продукты, гидрофобный тонкодисперсный материал "Полисил", водонабухающий полимер, СНПХ - 9630. Изоляция закачиваемых вод производится в скважинах с обводнением 98-100% (плотность воды 1000-1100 кг/м3). В основном, работы проводились отказом от пласта. Исходя из динамики обводнения и пластового давления, используются НСКС, смола ТСД-9, цемент, кремнийорганические системы, водоэмульсионный раствор. По результатам анализа отмечается увеличение количества работ по изоляции подошвенной воды и снижение по закачиваемой. Это объясняется, по-видимому, переходом месторождения в позднюю стадию разработки, высоким обводнением, дифференциацией пластовых давлений по разрезу и площади. При этом эффективность изоляции подошвенной воды ниже эффективности изоляции закачиваемой воды из-за расширения водонефтяных зон при стягивании контуров нефтеносности, преимущественного отказа от пластов, обводняющихся от закачки воды, для поддержания пластового давления. Необходимо отметить, что для отложений продуктивного горизонта Д1 характерна высокая водонасыщенность, обусловленная единой гидродинамической системой, охватывающей также породы - коллекторы нижних горизонтов. Эффективность производства водоизоляционных работ,
применения технологий и водоизолирующих материалов различна, изменяется от 38 до 65%, достигая в отдельных случаях 80%. Наиболее существенное влияние на снижение обводненности продукции скважины оказывают изоляционные операции в обводненных пропластках. Основная трудность при производстве работ, снижающая их успешность и эффективность, - отсутствие прямых методов диагностики причин возникновения осложнений, что затрудняет выбор оптимального метода обработки, в результате чего они малоэффективны или неуспешны. Поэтому основным направлением совершенствования водоизоляционных работ является предупреждающая подготовка ствола скважины к дальнейшей эксплуатации в процессе строительства скважины и совершенствование технологии и материалов водоизоляционных работ. Проблема восстановления скважин методами капитального ремонта остается весьма актуальной, поскольку в 30 - 40% (по различным данным) фонда скважин требуется проведение водоизоляционных работ. Таким образом, можно сделать вывод, что современная стадия разработки месторождений Урало-Поволжья характеризуется двумя основными особенностями разобщения пластов. Первая - увеличивающиеся нагрузки на крепь при эксплуатации скважин, связанные с применением более интенсивных методов воздействия на пласт. Вторая связана с разобщением карбонатных коллекторов, при освоении и эксплуатации которых воздействием многократных депрессий - репрессий и соляно-кислотных обработок перепад давления на метр цементной крепи значительно превышает допустимый (2 МПа). Применяемые предприятиями мероприятия в настоящее время не гарантируют качественного крепления скважин и разобщения пластов. Так, за последние пять лет в среднем на 10 % скважин обнаружен технологический брак при креплении, из них 5,6% -скважины с прорывом вод при освоении. Основными причинами некачественного крепления являются: недостаточная подготовка ствола скважины к цементированию колонны; недостаточная герметичность проницаемых участков ствола скважины; применение цементных растворов без модифицирования и низкое качество поставляемых цементов; низкая герметизация резьбовых соединений; отсутствие надежного центрирования эксплуатационных колонн; несовершенство конструкции применяемых муфт ступенчатого цементирования.
Оценка технического состояния эксплуатационных колонн нагнетательных скважин показала, что в первые 5 лет эксплуатации количество скважин с заколонной циркуляцией составило 43,7% от их общего числа, негерметичность колонн имеют 19,6% скважин, 22,7% - имеют нефтегазоводопроявления. Водоизоляционные работы составляют до 20% от общего объема работ, успешность которых не превышает в среднем 50-60%. Низкая эффективность водоизоляционных работ связана с отсутствием прямых методов диагностики причин возникновения осложнений, что затрудняет правильный выбор методов их ликвидации, а также малым ассортиментом тонкодисперсных тампонажных материалов. 5. Тампонажные материалы. Наиболее часто (более 50%) в качестве тампонажного материала используют цементные растворы, которые готовят на основе портландцементов без добавок и с добавками, регулирующими сроки схватывания. Глиноцементные растворы готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания путем смешения сухих компонентов с последующим их затворением на воде. Тампонажные полимерные материалы неселективного действия включают фенолоформальдегидные смолы типа "Ремонт-Н" (ТСД-9),карбамидные смолы М-19, вязкоупругие составы на основе сшитых полимеров. Имеется целый набор селективных тампонажных полимерных материалов, которые отверждаются (загущаются) при контакте с пластовой водой. К ним относятся кремнийорганические соединения, отверждаемые соляной кислотой. Селективность кремнийорганических соединений обусловлена высокой адгезией тампонажного материала к промытым поверхностям песчаника, т.е. этот материал плохо прилипает к нефтенасыщенной поверхности и впоследствии легко вымывается из пор при эксплуатации скважин. Силикат натрия (жидкое стекло) также относится к селективным изолирующим материалам. Применяется самостоятельно и в смеси с гипаном. Отверждение состава происходит в насыщенных пластовой водой порах и трещинах пласта Ниже приводится краткая характеристика водоизолирующих материалов. 5.1. Применение вязкоупругих систем В резко неоднородных по проницаемости пластах, находящихся на средней и поздней стадиях разработки, со слабой гидродинамической связью между пропластками, эффективной технологией регулирования разработки и повышения нефтеотдачи может оказаться воздействие на призабойную зону пласта вязкоупругими составами (ВУС). Рецептурные составы и технологии применения ВУС разработаны для различного сочетания природных и
технологических факторов: песчаник и карбонаты; воды, применяемые для заводнения и приготовления растворов-реагентов (пресные, слабоминерализованные и минерализованные). Технология реализуется путем ограниченного по глубине (1,5 м от ствола скважины) одностороннего воздействия на пласт (со стороны линии нагнетания или отбора) или комбинированного (двухстороннего). Обработки нагнетательных и добывающих скважин могут быть разовыми и многократными в зависимости от требуемого уровня влияния на пласт и времени существования ВУС в пласте. Периодичность повторных обработок определяется поведением скважин и обычно составляет 12-24 месяца. 5.2. Технология ограничения водопритока закачкой реагента СНПХ-9630 Технология предназначена для ограничения водопритока карбонатных и терригенных залежей с высокой обводненностью продукции (60-90%), низкой пластовой температурой (15-50 градусов С) и различной минерализацией вод, обводняющих скважину (15-300 г/л). Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке композиции углеводородного растворителя и ПАВ (реагент СНПХ-9630). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Разработано несколько марок реагента СНПХ-9630, различающихся по составу. Марка реагента выбирается в зависимости от геолого-физических условий выбранных объектов. Реагент мало токсичен, относится к IV классу опасности, разрешен к применению в нефтяной промышленности. Технология применения реагента предусматривает закачку 3-5 мЗ СНПХ-9630 на 1 м эффективной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой. Скважина выдерживается в течение 24-48 часов на реагирование, после чего осваивается. Возможна закачка реагента без подъема оборудования. Технология с применением реагента СНПХ-9630 успешно прошла промысловые испытания в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах нефтяных месторождений ОАО "Татнефть": - успешность составила 62.5%; - длительность эффекта более 1 года; - дополнительная добыча нефти более 20 т на 1 т реагента. 5.3. Применение силикат-полимерного геля Предлагаемая технология предназначена для снижения обводненности добывающих скважин и увеличения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых с
использованием заводнения. В основе технологии - блокирование высокопроницаемых обводненных зон и трещин неоднородного пласта гелем, образующимся в результате последовательной закачки в пласт оторочек пресной воды, силикатного раствора и геле образующей композиции с выдержкой последнего до образования геля с дальнейшим вводом скважины под нагнетание. При применении этой технологии устраняется прорыв воды к добывающим скважинам, вовлекаются в разработку низко проницаемые участки пласта Технология может быть реализована на месторождениях, заводняемых пресной или слабоминерализованной водой и со средней приемистостью скважины не менее 500 мЗ/ сут. Исходные компоненты для технологии селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта следующие: - вода пресная техническая; - силикат натрия (жидкое стекло); - полиакрилонитрил (гипан); - полиакриламид (импортный); - соляная кислота; - едкий натр. Силикатный раствор состоит из 2-10% жидкого стекла, вязкость раствора - 1-3 мПа.с. Геле образующий раствор состоит из 2-10% жидкого стекла, 0,01-0,3% полимера, 0,2-0,9% соляной кислоты и воды. Вязкость раствора - 1-10 мПа.с. В качестве растворителя геля применяется 10-20% раствор едкого натра в технической пресной воде. Плотность раствора - 1100-1210 кг/м3. 5.4. Применение жидкого стекла с гипаном Известно, что только часть нефти, содержащаяся в пористой среде, может быть извлечена известными методами и к тому же не всегда рентабельно. Большой интерес представляет селективная закупорка высокопроницаемых обводненных или поглощающих пористых сред силикатами (низкомодульное, высокомодульное и порошкообразное) и их композициями с регулируемыми свойствами, образующихся гелей в пласте и регулируемым временем гелеобразования. Коллоидные кремнеземы представляют собой дисперсные системы с содержанием двуокиси кремния в количестве 20-40 вес.% и размером частиц от 7 до 200 нм, в любом соотношении смешиваются с пресной водой, обладая при этом низкой первоначальной вязкостью (от 1,5 до 150 мПа.с), образуя гели под влиянием тех или иных факторов Химические свойства кремнезема в золе принципиально не отличаются от его
свойств в кристаллическом или аморфном состоянии, но характеризуются большой реакционной способностью как из-за большой поверхности, так и в связи с высокой аморфностью кремнезема в дисперсной фазе. Особую группу составляют реакции взаимодействия частиц золя непосредственно между собой или с помощью связующих агентов. Силикаты - доступное сырье отечественного производства, нетоксичны, экологически безвредны. В настоящее время идут испытания технологии ограничения водопритока в добывающих скважинах с использованием силикатов и гипана 5.5. Применения силикатов для регулирования выработки обводненных пластов и ограничения водопритоков Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов за счет повышения охвата пластов заводнением, которое достигается путем предварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся пропластков гелями и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Создание геле образующей оторочки в пласте достигается закачкой в нагнетательные скважины композиции на основе силикатов. Эффектом закачки композиций на основе силикатов по технологии является снижение обводненности продукции и рост добычи нефти. Технологию рекомендуется применять на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными по проницаемости коллекторами 5.6. Гидрофобизация призабойной зоны пласта Технология предназначена для интенсификации добычи нефти в мало и необводненных скважинах за счет гидрофобизации обрабатываемой части коллектора. Сущность технологии сводится к последовательной закачке и продавке в призабойную зону добывающей скважины водоудаляющей и гидрофобизирующей композиций на углеводородной основе с последующей выдержкой в пласте и запуском скважины в работу. Обработки гидрофобизирующим составом могут быть проведены на различных стадиях работы скважин: освоении, глушении, в период ремонтов. Для обработок используются: нефть дегазированная; широкая фракция легких углеводородов или дизтопливо; катионактивное ПАВ "Дон-52", а также НПАВ АФ 9-6 или деэмульгаторы типа Дисолван 4490, Сепарол 25 и т.д.; кислоты соляная и плавиковая. Уточнение состава гидрофобизирующей композиции в лабораторных и промысловых условиях проводят путем проведения исследований фазового
поведения системы "нефть-композиция-порода" и, при необходимости, межфазного натяжения на границах жидкостей системы 5.7. Применением композиционной системы на основе биополимера Разработка направлена на увеличение эффективности вытеснения нефти из заводняемого пласта, представленного высокоминерализованными водами и вязкими нефтями. Сущность метода заключается в повышении эффективности вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с вязкими нефтями и регулирования соотношения подвижности нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях. Технология рекомендуется на поздней стадии разработки нефтяных месторождений после образования в них обширных промытых зон. Для реализации технологии предлагается состав, состоящий из биополимера, стабилизатора и, при необходимости, сшивателя. Введение стабилизатора и сшивателя в раствор биополимера способствует увеличению вязкости раствора, сохранению технологических параметров и экономии биополимера. 5.8. Закачка композиции НПХ-8700 Технология предназначена для изоляции водопритоков в добывающих скважинах за счет образования в пласте высоковязкой (до 10000 мПа.с) стойкой эмульсии при смешении закачиваемой композиции НПХ-8700 с пластовой минерализованной водой. Композиция представляет собой смесь различных углеводородных растворителей и поверхностно-активных веществ. За счет использования ПАВ разных типов достигается селективность действия композиции, а применение в качестве растворителей отходов промышленного производства позволяет повысить рентабельность технологии 5.9. Закачка полимердисперсных систем Применение полимер дисперсных систем (ПДС) основано на повышении фильтрационного сопротивления обводнению. Механизм воздействия ПДС заключается в уменьшении проницаемости обводненных интервалов пласта в результате осаждения полимер минеральных комплексов на стенках пор вследствие флокуляции глинистых частиц полимерами (полиакриламидами). Механизм действия ПДС подтвержден результатами физико-химических исследований, математического и физического моделирования пластовых процессов. Исследованиями установлено, что: - размеры частиц ПДС сопоставимы с размерами пор пласта; - объем образующегося осадка ПДС превышает объем осевших глинистых частиц в отсутствии полимера в 1,5...2,5 раза; - минерализация пластовых вод практически не влияет на характер
распределения частиц ПДС по размерам; - образующийся осадок ПДС, в отличие от глины, не размывается водой. Результаты исследований на моделях пористых сред показали, что образование частиц ПДС происходит, в основном, в промытых водой крупных порах, более значительно снижая их проницаемость, чем при воздействии на пористую среду отдельными компонентами. Снижение доли крупных пор в процессе фильтрации приводит под действием ПДС к вовлечению в фильтрацию более мелких пор. На основании проведенных исследований была разработана технология применения ПДС, заключающаяся в последовательно чередующейся закачке растворов полиакриламида и глины. Сущность применяемой технологии сводится к следующему. В процессе закачки ПДС дополнительно закачивают ГОК, представляющие собой растворы солей многовалентных катионов - А13+, Са2+, Мg2+ и др.. Катионы А13+, Са2+ и др. взаимодействуют с молекулами полиакриламида, образуя прочные связи, что приводит к более прочному и объемному осадку ПДС. В качестве ГОК используется алюмохлорид или хлористый кальций. Экспериментальными исследованиями на моделях неоднородного пласта установлено, что при закачке ГОК с ПДС возрастает фильтрационное сопротивление и остаточный фактор сопротивления высокопроницаемого пропластка. По сравнению с ПДС остаточное сопротивление выше в 1,5-2 раза, что приводит к более высокому приросту коэффициента нефтеотдачи. 5.10. Применение нефтепирановой смеси с АСК Использование нефтепирановой смеси для изоляции водоносных пластов основано на образовании вязкого гудрона при реакции асфальтосмолистых компонентов нефти и пирановой фракции (отход производства изопрена) с алкилированной серной кислотой непосредственно в порах пласта. Нефтепирановая смесь с АСК образует тампонирующую массу, которая имеет вязкость в 6-10 раз выше по сравнению с вязкостью нефтесернокислотной смеси. Рецептурные составы и технология применения нефтепирановой смеси с АСК разработаны для различного сочетания геологических и технологических параметров и используются для ограничения подошвенных, нижних и закачиваемых вод, а также для отключения обводнившихся пластов как в терригенных, так и в карбонатных породах. Закачка нефтепирановой смеси с АСК осуществляется через эксплуатационные отверстия, а также через специальные отверстия после прострела. Смешение компонентов производится непосредственно на забое. Более предпочтительным является смешение нефтепирановой смеси с АСК на устье скважины с последующим
дозакреплением тампонирующей массы цементным раствором. Вторичное вскрытие пласта производится химическим способом при соляно кислотной обработке призабойной зоны пласта. 5.11. Применение кремнийорганического соединения (КОС) В основу технологии изоляции водоносной части продуктивного пласта положен способ формирования твердой полимерной массы при гидролизе и поликонденсации кремнийорганического продукта 119-296Т в присутствии соляной кислоты. Кремнийорганические соединения при смешении с соляной кислотой вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием через определенный промежуток времени твердого водонерастворимого полимера. Высокая успешность технологии в терригенах, в отличие от других известных способов, обусловлена хорошей смачиваемостью и химическим сродством кремнийорганического продукта с минералами пласта. Кроме того, при закачке КОС и соляной кислоты в водоносный пласт, смесь дополнительно гидролизуется пластовой водой и надежно тампонирует водонасыщенные поры пласта. Основное назначение технологии - изоляция подошвенных и закачиваемых вод в условиях терригенных и карбонатных коллекторов. Несмотря на высокую стоимость кремнийорганического продукта 119-296Т, технология его применения рентабельна: на каждую тонну закачанного продукта 119-296Т в 1995-96 годах на 40 скважинах было получено свыше 400 тонн дополнительно добытой нефти, окупаемость капитального ремонта скважин составила менее 6 месяцев. 5.12. Технология ограничения водопритока в добывающие скважины, путем комбинированной обработки пластов гидрофобно-изоляционными суспензиями Сущность метода заключается в том, что производят обработку продуктивных пластов добывающих скважин путем закачки в них гидрофобизирующей жидкости при давлении равном давлению раскрытия трещин с последующей блокировкой интервалов водопритока. При прокачивании гидрофобизирующей жидкости через промытые водой участки пластов фазовая проницаемость по нефти восстанавливается практически до первоначальной в результате снижения водонасыщенности пласта и действия капиллярных сил. Закачка гидрофобизирующей жидкости позволяет перекрыть пути поступления воды по наиболее проницаемым уже практически полностью водонасыщенным участкам пластов, пропласткам и направить ее на вытеснение нефти из менее проницаемых, нефтенасыщенных, ранее не охваченных заводнением пластов.
После прокачки гидрофобизирующей жидкости производят закачку в эти же интервалы гидрофобно-изоляционного состава при том же давлении, что при закачке гидрофобизирующей жидкости. Гидрофобно-изоляционныи состав представляет собой суспензию резиновой крошки на углеводородной основе. Закачку такой суспензии производят с целью предотвращения поступления закачанной воды в добывающие скважины по трещинам в интервале водопритока. Объем суспензии определяют из расчета заполнения трещин резиновой крошкой. Углеводородная жидкость, как составная часть суспензии, будет фильтроваться через стенки трещин в пористые блоки пласта, в результате чего будет осуществляться дополнительная гидрофобизация пористой части пласта. Резиновая крошка, обладая упругостью, при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньшим, чем давление раскрытия трещин, будет защемляться в трещинах, что обеспечит надежную их водоизоляцию и предотвратит, обратное выталкивание как содержащейся в пласте гидрофобизирующей жидкости, так и самой крошки. Технология закачки суспензии резиновой крошки в карбонатные водонасыщенные пласты идентична технологии для терригенных пластов. Отличается она только величиной давления закачки, поскольку раскрытие вертикальных (наклонных) трещин происходит при давлениях, равных боковому горному. Анализ результатов водоизоляционных работ показывает, что больше половины (136 из 269) скважин изолированы с использованием цемента. На долю всех (!) остальных водоизолирующих материалов приходится 49% ремонтов, связанных с изоляцией воды. Усредненные на одну скважину результаты изоляции подошвенной воды (девон) приведены в таблице. Тампонажный материал
Продолж. эффекта, сут
Сокращен. Допдобыча Трудозатраты, Стоимость, отбора воды, нефти, т час т.р. т
Жид.стекло
112,3
100,4
622
356
164,8
Цемент
112,9
239,5
927,3
322,9
142,5
Кремнийорганика 80
91,7
809,8
238,9
124,8
Рез.крош+нефть
205,5
96,2
265,1
144,9
83,7
Гипан+цемент
54,6
48,4
285,2
315,8
134,1
Биополимер
129,7
269,2
2237,1
54,7
28,5
Жид.стекло ВМ
88,8
75
5921,1
252,5
1250
СНПХ-8700
192,5
65,5
3683
319,3
135,3
ВДС, ПДНС
54,6
116,3
0
341,3
186,2
Пена
106
296,6
13403,2
28,6
108,9
Усредненные на одну скважину результаты изоляции закачиваемой воды (девон) приведены в таблице. Тампонажный материал
Продолж. Допдобыча эффекта, сут нефти, т
Сокращ. отбора воды, т
Трудозатраты, Стоимость, час т.р.
Жид.стело
104,8
839
4118,6
403,6
241,8
Цемент
118,1
147,3
1776,1
255,1
126,3
Гипан+ж.стекло
104,7
152,2
2741,2
269,5
189,1
Кремнийорган
85,5
106,6
1743,6
392,2
244,0
Рез.крош+цемент 84,3
151,8
3875,1
411,3
187,2
Пена
115,5
3255,3
166
83,4
92,7
В качестве иллюстрации приведены диаграммы, показывающие трудозатраты в часах и стоимость в рублях на один ремонт при использовании некоторых вышеперечисленных изолирующих материалов (данные взяты из таблиц).
Виды ремонтно-изоляционных работ с использованием цемента. Дефекты, обусловленные неудачным первичным цементированием, устраняют с помощью ремонтно-изоляционных работ, которые по назначению подразделяются на работы, связанные с восстановлением герметичности обсадных колонн, и на работы, связанные с повторным разобщением вскрытых при бурении пластов. Герметичность обсадных колонн в подавляющем большинстве случаев восстанавливают путем создания против дефектных частей обсадных труб изоляционных перегородок, воспринимающих возникающие внутри колонны давления. Эти перегородки создают как внутри труб, так и за ними в первом случае роль изоляционной перегородки выполняет дополнительная колонна из обсадных труб меньшего диаметра, а во втором цементные экраны, образованные в заколонном пространстве при помощи цементирования под давлением. К спуску дополнительных колонн обсадных труб прибегают сравнительно редко, потому что это связано с уменьшением внутреннего диаметра колонн. Наиболее распространенный способ восстановления герметичности обсадных колонн - цементирование под давлением для создания изоляционных экранов в кольцевом пространстве. Экраны эти должны быть прочными и герметичными, чтобы при воздействии давления воспрепятствовать перетоку из внутриколонного в заколонное пространство. Этого можно достигнуть созданием благоприятных условий для формирования в заколонном пространстве прочного и непроницаемого цементного кольца достаточной протяженности К операциям, связанным с повторным разобщением пластов, относятся все последующие технологические процессы после первичного цементирования, в результате которых изолируются явные или потенциальные каналы перетока пластовых флюидов по заколонному пространству вдоль оси скважины.
Таким образом, при изоляционных работах одной из основных и наиболее ответственных операций является цементирование. Поскольку приходится цементировать дефекты уже имеющегося «цементного кольца или существующий фильтр, применяют специальные сорта цементов, которые при их схватывании с имеющимся цементным камнем образуют однородную по свойствам непроницаемую корку на поверхности породы, не проникающую в нее Наряду со снижением обводненности продукции скважин в результате ремонтно-изоляционных работ (РИР) имеет место уменьшение дебита нефти. Указанное возникает в случаях, когда нефтеносные пласты насыщены водой на значительную глубину в результате длительного простоя скважины: изолируемый пласт имеет относительно высокое давление, чем нефтеносный, в результате чего тампонирующий материал преимущественно проникает в нефтеносный пласт: изолируемый пласт менее проницаем, чем нефтеносный. В этих условиях рекомендуются следующие селективные методы изоляции пластов. Предварительное дренирование пластов с целью очистки путей водопритоков и нефтеносных коллекторов от проникшей из ствола воды и грязи. Для этого колонна НКТ спускается до забоя с установкой обратных клапанов вместо пусковых муфт и производится интенсивное дренирование пластов компрессором до увеличения содержания нефти в продукции скважины. Затем производится закачка изолирующего материала. Предотвращение закупорки нефтеносного коллектора одновременнораздельной закачкой в него нефти. Эти работы выполняются с использованием пакерующего устройства через специальные отверстия или существующий фильтр. Одновременно-раздельная закачка нефти и водоизолирующего материала выполняется двумя насосными агрегатами с замерной емкостью. Закачка нефти производится по затрубному пространству. Независимо от конкретных задач, решаемых при изоляции пласта, по своему назначению они могут быть разделены на три группы: - исправление негерметичного цементного кольца или создания его вновь: - устранение дефекта в эксплуатационной колонне: - изоляция существующего фильтра и возврат скважины на выше или нижележащий пласт. Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта через дефект в эксплуатационной колонне, производят: - заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и последующим разбуриванием цементного стакана:
- заливкой водоцементного раствора с последующим вымыванием излишка раствора: - спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим цементированием: - установкой пакеров. Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, то фильтр скважины (на высоту продуктивного пласта) изолируют песчаной пробкой и при необходимости создают цементный стакан. Его верхняя граница должна располагаться ниже дефекта в колонне или перфорационных отверстий, из которых поступает вода. Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, изоляцию осуществляют нагнетанием цементного раствора через отверстия фильтра с последующим разбуриванием или промывкой излишка раствора через отверстия фильтра (в пластах с низким пластовым давлением). Изоляция нижних вод зависит от места их проникновения в эксплуатационную колонну. При попадании их через цементный стакан на забое скважины из пласта последний разбуривают до забоя и промывают. После этого его цементируют желонкой или заливочными трубами. Нижние воды, проникающие через дефекты вдоль эксплуатационной колонны, можно изолировать через специальные отверстия, предварительно перфорируемые в колонне между продуктивным и водонасыщенным пластом. Для изоляции подошвенных вод создают в призабойной зоне пласта водонепроницаемый экран закачкой цементного раствора в трещины, образованные при гидравлическом разрыве пласта в нужном сечении, либо заполнением цементом кольцевых щелей, созданных с помощью уплотненной кумулятивной или пескоструйной перфорации. Глубокие горизонтальные щели в эксплуатационной колонне, цементе и породе пласта лучше всего выполнять с помощью гидропескоструйных перфораторов, вращая их глубинными двигателями или ротором на устье. Для сохранения прочности колонны обычно делают 3-4 горизонтальные щели, расположенные в шахматном порядке. Угол сектора каждой щели составляет 120-150°, расстояние между ними до 0,25м. После этого ниже перфорационных отверстий создают цементную пробку, а затем в образовавшиеся щели нагнетают цементный раствор, для чего устанавливают пакер выше перфорационных отверстий на заливочных трубах. Далее вымывают излишний раствор, удаляют пакер и при необходимости повторно перфорируют.
Выводы: Целесообразность работ по ограничению водопритоков зависит от общего состояния выработанности и эффективности системы закачки вытесняющего агента на участке залежи, что должно учитываться в первую-очередь при планировании обработок на скважине. Работы по ограничению водопритоков должны носить массовый характер в фонде добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. При строительстве скважин в водонефтяных зонах должны проводиться специальные работы по созданию экранов-блоков и повышению качества изоляции затрубного пространства. Обработки по отключению обводненных закачиваемой водой интервалов в добывающих скважинах эффективны при наличии глинистых разделов, выдержанных по площади дренирования участка залежи. Регулирование закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах должно обеспечивать перераспределение потоков между обособленными пластами и пропластками с ограничением приемистости наиболее поглощающих. В целом наиболее эффективны обработки, когда помимо закачки нового материала в скважине дополнительно проводят цементирование, т.е. новые материалы не служат самостоятельным водоизолирующим тампоном. Все это указывает, с одной стороны, на недостаточную изученность свойств новых материалов, а с другой стороны, иногда на необоснованное их применение в конкретных геолого-промысловых условиях. Последнее связано с выбором скважины как объекта -воздействия, целесообразностью обработки, обоснованием правильной технологической схемы операции с учетом причины обводнения. Лишь после решения этих задач правомерен выбор водоизолирующего материала с учетом его физико-химических и тампонирующих свойств.
Способ измерения вязкости текучих, грубодисперсных систем. Это ньютоновские водные суспензии (эмульсии и порошки), которые устойчивы только в динамическом режиме. Изобретение относится к области исследования свойств текучих сред, в частности к способам измерения вязкости грубодисперсных текучих материалов ( водных суспензий, прямых (водных) эмульсий и порошков). Способ не заменяет существующие методы измерения вязкости, а дополняет их. Например, для замера вязкости пульпы песка и гравия (неустойчивые системы) нет прямых способов измерения. То же самое относится к порошкам с разной дисперсностью. Целью данного изобретения является расширение диапазона измерения вязкости текучих материалов при сохранении простоты измерения вязкости. Указанная цель, достигается тем, что в способе измерения вязкости текучего материала, заключающемся в формировании в объеме текучего материала воронки путем принудительного равномерного вращения упомянутого материала в цилиндрическом сосуде, согласно изобретению, дополнительно подвергают вращению текучий материал известной вязкости, измеряют количество материала, вытесненного воронкой при вращении текучих материалов с известной и определяемой вязкостями. Суть предлагаемого технического решения заключается в том, что при раскручивании различающихся по вязкости текучих материалов под влиянием центробежного ускорения, направленного вдоль радиуса, текучие материалы, обладающие свойствами ньютоновских жидкостей, с разной силой отбрасываются к стенкам цилиндрического сосуда. В результате уровень текучего материала около стенки повышается, а по центру сосуда понижается по разному в зависимости от реологических свойств, т.е., в объеме текучего материала образуется воронка, объем которой обратно пропорционален внутреннему трению (вязкости) данного материала. В предлагаемом способе сравниваются объемы текучих материалов с известной и определяемой вязкостями, т. е. объемы, вытесненные воронкой при равномерном вращении. Расчет ведут по формуле: n = k (Vo-Vi)^0.5 где k -коэффициент пропорциональности, Vo -объем текучего материала с известной вязкостью, мл; Vi -объем текучего материала с определяемой вязкостью, мл.
Таким образом, предлагаемое техническое решение содержит новое качество определение внутреннего трения неустойчивых систем (вязкости) через измерение и сравнение объемов воронок в разных текучих материалах, образующихся при вращении с фиксированной (постоянной) скоростью. Пример конкретного исполнения. Для измерения вязкости по предлагаемому способу используют стандартное оборудование - магнитную мешалку ММ-5 по ТУ 25-11.834-80 и цилиндрический сосуд из немагнитного материала, например стеклянный декантатор. Предварительно готовят растворы с разной вязкостью. В данном случае использованы растворы сульфитного щелока: полуколлоидный раствор в минерализованной пластовой воде, отличительной особенностью которых является образование и выпадение илоподобного осадка при хранении. Это аналог грубодисперсной (неустойчивой) системы. Исследуемый раствор заливают в декантатор до переливного патрубка, в декантатор помешают перемешивающий элемент и устанавливают на магнитную мешалку. Включают магнитную мешалку, устанавливают скорость вращения - 200 об/мин. Исследуемый раствор (с осадком) начинает раскручиваться, излишки раствора по переливному патрубку декантатора сливаются в измерительный цилиндр. Количество перелившегося раствора точно соответствует объему воронки, образовавшегося в декантаторе при вращении. Размеры воронки в растворе стабилизируются за 2-5 сек и перелив раствора прекращается. Объем перелившегося раствора замеряют с точностью до 0,2 мл. Перед началом исследования растворов с разной вязкостью определяют объем воронки в чистой эталонной жидкости - в минерализованной пластовой воде. Этот объем зависит от скорости вращения и размеров декантатора и является эталоном для определеня вязкости текучих грубодисперсных (неустойчивых) систем, приготовленных на пластовой воде.
ВЯЗКОТЕКУЧЕЕ СОСТОЯНИЕ ПОЛИМЕРОВ Механизм течения и возникшее при этим вязкое сопротивление тесно связаны с процессом диффузии молекул. Как при диффузии, так и при течении имеет место перемещение молекул жидкости друг относительно друга, но в случае течения это движение происходит в определенном направлении, зависящем от направления усилия. В том и другом случае молекулы будут передвигаться тем легче, чем меньше их трение друг о друга, чем ниже вязкость жидкости. Поэтому способность жидкости течь, ее текучесть обратно пропорциональна вязкости.
Бачинским предложена следующая зависимость между текучестью 1/n и изменением объема при переходе кристаллического вещества в жидкость 1/n=K(Vж-Vтв) где Vж и Vтв — соответственно молярные объемы тела в жидком и твердом состояниях; К — константа. Это уравнение указывает, что течение жидкости некоторым образом связано с появлением в ней "свободного" объема, с возникновением "пустот" между молекулами. Изучение дифракции рентгеновских лучей жидкостями показало, что молекулы их расположены менее хаотично, чем в газах, хотя не так правильно, как в твердых телах. Это сходство жидкостей и твердых тел подтверждается и тем, что физические свойства веществ во время плавления меняются значительно меньше, чем при переходе от жидкого состояния к газообразному. Если в кристаллах существует так называемый "дальний порядок"— правильное размещение частиц (молекулы, ионы) на относительно больших расстояниях, то в жидкостях соблюдается только "ближний порядок", при котором эта упорядоченность быстро утрачивается с увеличением расстояния. Кроме того, сами "центры упорядоченности" в жидкостях постепенно меняют свое место. Другими словами, отдельные молекулы жидкости окружены почти правильно расположенными соседними молекулами, возникает какая-то местная структура, напоминающая кристалл. Такая структура, однако, скоро исчезает по мере удаления от центральной молекулы, а вместо нее наблюдается совершенно произвольное размещение частиц. С геометрической точки зрения такое нарушение порядка и перемещение самих центров упорядоченности возможны только тогда, когда в молекулярной упаковке имеются пробелы, "пустоты", или "дырки". Согласно теории жидкого состояния, эти "пустоты" занимают не менее 1/4 объема, занятого молекулами. При нагревании местная упорядоченность становится все менее заметной и число "пустот" растет. Благодаря наличию этих "дырок" молекулы получают возможность менять свое положение в пространстве, диффундировать, у жидкости появляется текучесть. Находясь в равновесии, молекулы колеблются около положений, отвечающих минимуму свободной энергии. Если поблизости находится "дырка", то молекула имеет возможность "перескочить" в новое равновесное положение, оставляя за собой новую "дырку"; при этом молекула вынуждена "расталкивать" соседние частицы, на что требуется некоторое количество энергии (энергия активации). Поэтому только после значительного числа
колебаний может произойти скачок, когда в молекуле вследствие статистического перераспределения накопится достаточно энергии для преодоления потенциального барьера. В случае отсутствия напряжения, при простой диффузии, такие скачки наблюдаются одинаково часто по всем направлениям, и потенциальная энергия молекулы в новом положении такая же, как до перехода. При течении уже небезразлично направление скачков, так как скачки, вызывающие ослабление напряжения, будут происходить чаще, чем другие. Кроме того, в этом случае после скачка в молекуле сохраняется некоторый избыток колебательной энергии, которая в дальнейшем перераспределится по всей жидкости. Течение жидкости является результатом большого числа подобных скачков и сводится, таким образом, к "вынужденной" диффузии молекул. В этом отношении процесс течения напоминает ход химической реакции; в том и другом случае после приобретения молекулой некоторой избыточной энергии, энергии активации, осуществляется переход из одного равновесного состояния в другое. Скорость течения определяется количеством направленных скачков в единицу времени, точно так же, как скорость химической реакции зависит от числа молекул, реагирующих в единицу времени. Скорость течения жидкости характеризуется ее текучестью 1/n, величиной, обратно пропорциональной вязкости. Рассмотренный выше механизм диффузии и течения низкомолекулярных жидкостей значительно осложняется при переходе к высокомолекулярным системам, так как "дырки" недостаточно велики, чтобы вместить всю огромную полимерную молекулу. Кроме того, для перемещения целых макромолекул потребовалась бы громадная энергия активации, величина которой, по Эйрингу, составляет от 1/4 до 1/3 теплоты испарения. Даже у молекул углеводорода, у которых отсутствуют полярные группы и водородные связи, а межмолекулярные силы сравнительно слабы, теплота активации составляет не менее 0,5 кал на звено, что дает при суммировании по всей дайне цепи величину, намного превышающую прочность валентных сил в самой макромолекуле. Вместе с тем если цепь полимера достаточно гибка, то вполне возможно перемещение небольшого участка ее без изменения положения остальных частей, на что требуется преодоление сравнительно небольшого потенциального барьера. Именно в результате такого последовательного передвижения отдельных сегментов цепи перемещается или диффундирует вся макромолекула, причем направление этого движения создается внешними силами. Так как при этом молекула вынуждена изгибаться, меняя свою форму,
весь процесс осуществляется в виде переходов от одной конформации к другой. Следовательно, чем более гибка макромолекула, чем выше число ее конформаций при данной длине, тем быстрее она будет диффундировать под действием внешних сил и тем больше будет скорость течения. Движение сегментов можно уподобить перемещению молекул простой низкомолекулярной жидкости с тем различием, что в первом случае движущиеся частицы связаны между собой. При течении полимеров неизбежна еще высокоэластическая деформация, так как приложение сравнительно небольших сил вызывает, прежде всего, переходы от одной конформаций к другой, выпрямление и свертывание цепи, без которых невозможно перемещение макромолекул. По мере выпрямления цепи по направлению течения сокращается число принимаемых ей конформаций, снижается способность макромолекулы диффундировать, в связи с чем растет вязкость. Именно этим объясняется зависимость вязкости от величины напряжения и нелинейный характер кривых. Кстати, этими особыми свойствами объясняется возможность вытягивания в изотермических условиях волокна или пленки из полимерных материалов, не меняющих своего химического строения при таких процессах. На самом деле, напряжение в полученном волокне (или пленке) будет гораздо выше, чем в исходном образце, вследствие резкого уменьшения его поперечного сечения во время деформации. Это, в свою очередь, должно привести к быстрому увеличению скорости течения материала и разрушению волокна. Как указывалось выше, в случае неньютоновских (полимерных) систем изложенный выше метод измерения вязкости не годится. Полимерные растворы – реологически сложные среды, обладающие нелинейными вязкоупругими, вязко-пластичными и вязко-сыпучими свойствами, которым присущ неравновесный режим течения в трубах. Реологические особенности таких систем обуславливают проявление разнообразных свойств и эффектов, на основе которых можно разработать новые системы измерения вязкости. Известно, что при сдвиговом течении в вязкоупругих системах действуют не только касательные, как у воды или у любой другой ньютоновской жидкости, но и нормальные напряжения, которые характеризуются модулем сдвиговой упругости — реологическим параметром системы и скоростью сдвига. Действие нормальных напряжений определяют характерные реологические эффекты при движении вязкоупругих систем. Подбор примеров, которые будут рассмотрены, ни в коем случае не является обзором существующих экспериментальных данных относительно
реологических свойств вязкоупругих систем любой природы. Основная цель приводимого описания различных эффектов заключается в демонстрации многообразия встречающихся реологических свойств и, что самое главное, их несводимости к явлению вязкости. Наоборот, каждый из описанных ниже экспериментов показывает, что определяющие факторы поведения исследуемой системы в тех или иных условиях — время релаксациижидкости или модуль сдвиговой упругости. Необходимо отметить, что все рассматриваемые свойства присущи не только одному типу жидкостей, но и в той или иной степени всему многообразию систем, применяемых в нефтяной промышленности. Эффект Вайсенберга. Пусть вязкоупругая жидкость находится в кольцевом зазоре между двумя вертикально расположенными концентрическими цилиндрами, внутренний цилиндр вращается с некоторой угловой скоростью. В случае ньютоновской жидкости вследствие действия центробежных сил, обусловленных вращением жидкости, около внутреннего цилиндра уровень жидкости понижается, а вблизи внешнего — повышается. В случае вязкоупругой жидкости, когда действуют нормальные напряжения, наблюдается обратная картина — вблизи внутреннего цилиндра уровень жидкости повышается (внутренний цилиндр выталкивается). Этот же эффект происходит и при вращении жидкости между двумя горизонтальными пластинами, когда распределение давления по радиусу неравномерное, с максимумом в центре. Разбухание струи (Барус—эффект) . При вытекании ньютоновской жидкости из трубки диаметр струи вследствие закона сохранения количества движения вниз по потоку сужается по сравнению с диаметром отверстия. При истечении из трубы вязкоупругой жидкости наблюдается расширение диаметра струи до размеров, значительно больше диаметра трубки, иногда превосходящих размер отверстия в три-четыре раза. Изменение формы жидкости после выхода из трубы было впервые замечено американским биологом Д. Барусом, который для опытов использовал очень вязкий материал, называемый корабельной клеевой краской. Эффект может быть обусловлен сочетанием упругости жидкости и сходящимся характером линий тока на входе в трубу. Если жидкость течет по трубе таким образом, что ее частицы перемещаются параллельно оси трубы, а на входе, в области сходящегося течения, имеют составляющую скорости по направлению к оси, то жидкие цилиндры, коаксиальные с трубой, должны увеличивать свою длину и уменьшаться в диаметре течении внутри трубы. Если жидкость при истечении из трубы еще помнит предысторию своего движения на ее входе, то естественно ожидать, что, покидая трубу, жидкость должна изменять форму в
некотором смысле противоположно тому, как это ей пришлось сделать раньше, т.е. жидкий цилиндр будет уменьшаться в длине и возрастать в диаметре. В таком случае эффект должен был бы снижаться при увеличении длины трубы, что и происходит на самом деле. Однако эффект не исчезает полностью при возрастании длины трубы. Такое "остаточное" увеличение диаметра подтверждает результат эксперимента, при котором жидкость в трубе находилась в покое в течение времени, значительно превышающем время релаксации и затем вытеснялась из трубы. Это объясняется тем, что при движении жидкости в трубе в ней возникают нормальные напряжения, стремящиеся прижать жидкость к стенкам. При вытекании в открытое пространство ограничивающих стенок нет и под действием релаксирующих нормальных напряжений струя разбухает. Эластичная турбулентность. При движении полимерного раствора по трубе с малыми скоростями вытекающая струя жидкости будет гладкой и ровной, в то время как при больших скоростях поток становится неравномерным и неупорядоченным. В последнем случае для ньютоновской жидкости число Рейнольдса обычно меньше критического значения, при котором течение становится турбулентным. Следовательно, упругие свойства раствора приводят к нестабильности течения. При больших скоростях полимерные струи могут даже распадаться на отдельные капли, а в некоторых случаях при очень больших скоростях деформаций струя снова становится гладкой. Объясняется это тем, что при превышении некоторого критического напряжения сдвига возможно проскальзывание жидкости у твердых стенок. При этом скоростная характеристика трения скольжения имеет падающий участок, что определяет возможность неустойчивого режима течения и возникновения релаксационных автоколебаний при течении жидкости. Неустойчивый режим может быть также обусловлен специфической упругой гидродинамической неустойчивостью при движении вязкоупругих жидкостей. Можно также предположить, что наличие аномальных вязкостных свойств, в частности, резкая зависимость вязкости от градиента скорости и температуры, связанная с происходящими в процессе течения структурными перестройками, может служить причиной возникновения описанного явления. Эффект Кэя. Экспериментируя с 6%-ным раствором полиизобутилена в динамике, Кэй обнаружил, что струйка раствора, выливающаяся из колбы в широкий и плоский сосуд, через каждые несколько секунд поднимается вверх и спускается дугой, снова достигая поверхности жидкости в сосуде на расстоянии порядка нескольких сантиметров от первоначальной точки падения.
Устойчивость жидких струй. Полимерные растворы способны образовывать сравнительно долгоживущие нити. Это наблюдается, например, на заключительной стадии распада тонкой капиллярной струи раствора полимера. Вместо того, чтобы под действием капиллярных сил распасться на отдельные капли, струя на значительном протяжении сохраняет "четочную структуру", т.е. имеет вид системы капель, соединенных тонкими нитями. Нити под действием поверхностного натяжения, создающего боковое обжатие жидкости, постепенно утончаются во времени и, что эквивалентно, по мере удаления от насадка. Если струю вязкоупругой жидкости, например, раствора полимера или высокосмолистой нефти, вытекающую вертикально вниз из капилляра, направить в стакан, а затем медленно отодвигать его в сторону, то струя отклонится от вертикали и последует за стаканом. Если стакан отодвинут недалеко, то движение жидкости в искривленной струе происходит устойчиво и стационарно. Наличие такой формы равновесия связано с проявлением нормальных напряжений при одноосном растяжении элемента вязкоупругой жидкости. Стационарная струя в поле силы тяжести принимает искривленную форму, напоминающую цепную линию. Это означает, что в струе происходит заметное продольное натяжение, обусловленное действием нормальных напряжений. Можно сделать некоторые качественные выводы о роли упругих эффектов в явлении "прядимости", т. е. способности жидкости к образованию длинных прядей нитей. Вопрос состоит не в том, какие силы обеспечивают равновесие нити (например, для достаточно тонких нитей это могут быть силы поверхностного натяжения), а почему нить устойчива, т.е. почему в не развиваются случайно возникающие местные утончения. Место утончение в длинной нити не будет прогрессировать, если уменьшение диаметра нити приводит к увеличению действующей в ней продольной силы. Можно показать, что если радиус нити меньше некоторого критического значения, определяемого упругими напряжениями и коэффициентом поверхностного натяжения, то ее растяжение происходит устойчиво. Отметим также, что время распада растянутой нити не может быть существенно меньше времени релаксации упругого напряжения. Упругое последействие. Для исследования упругого восстановления, проявляющегося в заметном изменении формы при неизменном объеме, были поставлены следующие опыты. При внезапном прекращении вращения сосуда вокруг вертикальной оси, в котором находится. 5%-ный раствор полиметилметакрилата в диметилфталате, наблюдается возвратное движение
взвешенных в нем пузырьков газа. Характерен следующий опыт. Если внезапно прекратить течение выливающейся из бутылки жидкости, разрезав поток на некотором расстоянии ниже горлышка на две части, то верхняя часть быстро вернется в бутылку. Схожий опыт можно проделать и в несколько других условиях. Опустим в сосуд с вязкоупругой жидкостью, например тяжелой нефтью, палочку и затем поднимем ее вверх. За концом палочки потянется нить жидкости, которая обладает сравнительно большой устойчивостью. Если обрезать нить жидкости, то верхняя часть нити начинает совершать колебания в вертикальной плоскости. Взаимодействие струи жидкости с поверхностью. В добыче нефти хорошо известен способ гидропескоструйной перфорации, заключающийся в образовании отверстий в металле обсадной колонны под действием струи воды, в которую для усиления абразивного действия добавляют песок. Были проведены эксперименты по изучению эффективности действия различного рода добавок к воде на пробивную способность струи, Сравнивали добавки песка, металлической (стальной) крошки и высокомолекулярного полимера. Результаты опытов показали, что наибольшей пробивной способностью обладает струя воды с полимерными добавками, а металлическая крошка занимает промежуточное место между добавками полимера и песком. Это связано с наличием у полимера релаксационных свойств. В процессе взаимодействия струи с поверхностью, находящиеся в воде частички той или иной добавки при ударе о металл деформируются, при этом часть кинетической энергии тратится на деформирование (упругое или пластическое) этой частички. Поскольку взаимодействие частички и поверхности длится конечное время, то поведение полимера будет определяться соотношением времен релаксации и взаимодействия. При больших скоростях истечения время взаимодействия значительно меньше времени релаксации и частичка полимера не успевает деформироваться, т.е. полимер в данных условиях ведет себя как жесткое недеформируемое тело. Это способствует усилению разрушительной способности струи воды. Всплывание пузырей газа в вязкоупругой жидкости. Скорости всплывания пузырей газа в неподвижной вязкоупругой жидкости с высотой возрастают. В условиях описываемых опытов размеры пузырей по мере подъема практически не изменялись, поэтому причиной ускорения движения поднимающихся пузырей нельзя считать рост архимедовой силы. По данным экспериментов этот эффект более четкое выражен у удлиненных пузырей. Непосредственные измерения давления по высоте столба жидкости показали, что оно меняется неравномерно. Датчик, установленный на стенке трубы, регистрирует
повышение давления с момента прохождения крайней верхней точки контура пузыря через уровень расположения датчика. По мере поднятия пузыря показание датчика увеличивается, достигая максимального значения в нижней части пузыря. После прохождения пузыря показание датчика быстро восстанавливается до значения, соответствующего гидростатическому давлению. Наблюдаемый эффект можно объяснить кинетикой развития нормальных напряжений в вязкоупругой жидкости при внезапном наложении сдвигового течения. При прохождении головы пузыря через уровень расположения датчика начинается движение жидкости в зазоре между стенкой трубы и поверхностью пузыря. По мере подъема пузыря время движения жидкости в данном сечении увеличивается, соответственно возрастают нормальные напряжения. Это приводит к повышению давления по высоте пузыря от головной части к нижней, и, следовательно, к появлению дополнительной силы, приложенной к пузырю снизу вверх. Вследствие этого скорость подъема пузыря возрастает. Если высота пузыря небольшая, то за время его прохождения через выбранное поперечное сечение трубы нормальные напряжения не успевают достичь максимального значения и выталкивающая сила будет невелика. Таким образом, существует оптимальная высота пузыря, поднимающегося в заданной жидкости, при которой время его подъема будет наименьшим. Движение в капилляре с переменным сечением. Рассмотрим результаты опытов по изучению движения вязкоупругой жидкости в двух прямолинейных капиллярах, один из которых имеет постоянный диаметр, а другой — периодически изменяющийся по длине, причем средний диаметр второго равен диаметру первого капилляра. Течение во всем диапазоне исследования происходит с очень малой скоростью, поэтому число Рейнольдса во всех случаях не превосходит нескольких единиц. Если для первого капилляра зависимость Q — р имеет вид прямой линии, проходящей через начало координат, то для капилляра с переменным сечением эта зависимость отклоняется к оси давлений. В силу малости числа Рейнольдса появление дополнительных сопротивлений объясняется релаксационными свойствами жидкости, но не связано с возникновением инерционных сил из-за переменности (скорости в капилляре. При движении через систему сужающихся и расширяющихся каналов с малой скоростью напряжения, вызванные деформацией жидкости, успевают релаксировать, и по сравнению с вязким сопротивлением ими можно пренебречь. С увеличением скорости движения упругие напряжения не успевают релаксировать, поэтому общее сопротивление возрастает. Таким образом, помимо числа Re течение дополнительно
характеризуется новым параметром, равным отношению времени релаксации жидкости к характерному времени процесса. Жидкий канат. Если тяжелую нефть, густое масло или мед лить на тарелку с достаточно большой высоты, то на некотором расстоянии от тарелки струйка жидкости начинает закручиваться колечками. Это связано с тем, что падая струйка сжимается и выгибается. Вследствие действия упругих напряжений струйка не может разорваться. Поэтому, если количество падающей жидкости больше, чем может сразу поглотить жидкость, находящаяся в тарелке, то струйка начинает завиваться. Витки некоторое время находятся на поверхности, постепенно поглощаясь слоем жидкости. Эффект "зонтика". При введении в состав полимерной системы некоторых видов наполнителей, например песка, она приобретает вязко-сыпучие свойства. Реологические свойства вязко-сыпучей среды помимо вязкости характеризуются углом внутреннего трения, что легко представить по аналогии с кучей песка, у которой угол откоса имеет постоянное для данной системы значение. При изменении этого угла песок начинает сыпаться. На движение вязко-сыпучей системы существенно влияет сила тяжести. Если поместить пробку из вязко-сыпучего материала в вертикальную трубу, то наблюдается следующее интересное явление — страгивающее усилие сверху вниз превосходит усилие, которое нужно приложить, что заставить пробку двигаться вверх. Далее приведены в кратком виде некоторые эффекты в полимерных жидкостях. Рассмотрим течение жидкости по наклонному желобу полукруглого сечения. В обоих случаях поток ламинарный. Поверхность ньютоновской жидкости плоская, за исключением участков у границ, в то время как поверхность полимерной жидкости слегка выпуклая. Эффект, происходящий при медленном течении жидкости из широкой трубы в узкую. В полимерной жидкости образуются вихри, направленные вверх против течения, в результате чего часть жидкости захватывается этими вихрями и не проникает в узкую трубу. Эффект, в котором наблюдается течение около цилиндра, колеблющегося в поперечном направлении, называется акустическим потоком. Высокочастотные колебания создают вторичное течение в окружающей жидкости. При этом направление течения в полимерной жидкости противоположно тому, которое имеет место в ньютоновской жидкости. Что происходит, когда в трубку, наполненную жидкостью, бросают один за другим два шарика? В ньютоновской жидкости второй шарик всегда будет догонять первый и в конце концов столкнется с ним. В полимерной жидкости то
же самое произойдет, если второй шарик бросить почти сразу за первым. Но если шарик опустить через определенный критический интервал времени, то при падении второй шарик будет отталкиваться от первого. Рассмотрим случай, когда вращающийся диск на дне сосуда приводит к течению, при котором в ньютоновской жидкости поверхность в центре опускается (образуется воронка), а в полимерной жидкости поднимается. Пусть вращающийся диск помещен на поверхность каждой из рассматриваемых жидкостей. Возникающий первичный поток, направлен по касательной к диску, вызывает затем вторичный поток. При этом ньютоновская жидкость отбрасывается вращающимся диском так, что у стенок сосуда она движется вниз, а затем вблизи оси сосуда вновь поднимается вверх. В полимерной жидкости также имеется вторичное течение, но движение происходит в противоположном направлении.. В ньютоновской жидкости сифонный эффект действует лишь тогда, когда его засасывающий конец расположен ниже поверхности жидкости. Однако полимерную жидкость можно выкачать из сосуда, даже если имеется некоторое расстояние между поверхностью жидкости и концом сифона.
Геморрой или Эврика? Нет. Матрица! Техническое новшество можно создавать долго и нудно (тупо) перебирая все возможные решения, которые вы знаете. Задача трудная и с неизвестным концом, выражаясь современным языком – геморрой. Можно неожиданно словить кайф, если сильно повезет, найти искомое решение и завопить – Эврика! Между этими полярными полюсами должно быть решение, которое удовлетворяло бы большинство нормальных людей. То есть должна существовать методика решения изобретательских задач. Речь не идет о составлении заявки на изобретение, так как заявка это все-таки юридический документ, призванный защитить и закрепить техническое решение за определенным лицом (физическим или юридическим). Начинающий изобретатель всегда хочет получить "здесь и немедленно" некие чудодейственные решения. Здесь же рассматриваются и предлагаются процессы их получения при регулярном и устойчивом занятии, то есть это работающие процедуры выработки решений изобретательских задач. Ценностью должно стать КАК, а не ЧТО. Это и вызывает обычно уныние у начинающих, поскольку "чудо" отодвигается. Надо ввести в собственное сознание мысль или, если угодно, веру, что путь к инженерным новациям лежит через отлаженные процессы выработки и принятия решений. Процессы выработки решений задач надо лелеять, выращивать, совершенствовать, беречь от невежества и от сказочной веры «по щучьему велению, по моему хотению». За время долгого пребывания в качестве инженера создал более 60 изобретений, протер не одну пару штанов, обзавелся лысиной. Кстати, насчет лысины - из студенческого фольклора – это процесс постепенного, необратимонеотвратимого превращения головы в жопу, сначала по форме, потом по содержанию. Перспектива безрадостная, поэтому до окончания процесса превращения решил изложить метод решения изобретательских задач, который доступен большинству.
Изобретательские идеи создаются на основе применения открытий (закономерностей, свойств и явлений материального мира). Однако по мере роста образованности инженеров и квалификации рабочих почти не растет
число подаваемых ими предложений по усовершенствованию техники и орудий труда. Причина такого положения кроется в том, что подавляющее большинство лиц, от которых зависит технический прогресс, создают новшества методом проб и ошибок, известным с давних времен. Суть такого метода заключается в последовательном выдвижении и рассмотрении всевозможных вариантов решения (проб). Если выдвинутая идея оказывается неудачной (ошибкой), ее отбрасывают, а затем выдвигают новую. Правила выдвижения идей при этом отсутствуют, может быть выдвинута и нелепая идея. Пробы и ошибки могут быть мысленные или экспериментальные. Выход из создавшегося положения был найден созданием методов поиска изобретательских идей. Всего известно несколько десятков таких методов. Основными из них являются методы контрольных вопросов, мозгового штурма, синектики, морфологического анализа и др. Затем появилась алгоритмическая методика. По методу контрольных вопросов изобретатель использует чужой или свой список вопросов. Например, в списке А.Осборна имеются группы вопросов: как упростить объект? что можно увеличить, что можно перевернуть? и т. д. (всего 9 групп, в каждой по несколько вопросов). Метод противоречив: список должен быть длинным, чтобы не пропустить нужную подсказку, и список должен быть коротким, чтобы не запутаться и быстрее решить задачу. В методе мозгового штурма процесс генерирования идей отделен от процесса их оценки. Это целесообразно психологически, ибо некоторые лица, участвующие в штурме своего мозга, если они во время решения изобретательской задачи подвергаются критике, не могут свободно (продуктивно) выдвигать свои идеи. Существуют определенные правила по порядку высказывания идей и по их оценке (другой группой лиц). Однако постепенно выяснилось, что метод более пригоден для организаторских и менее пригоден для изобретательских задач, особенно современных. Синектика является усовершенствованной разновидностью метода мозгового штурма. По этому методу работает не случайная (как в мозговом штурме), а постоянная группа методистов; при поиске идей они поочередно используют известные в методе синектики четыре аналогии. Этот метод применяется в США, он лучше предыдущих, однако не использует полезных рекомендаций других методов. Достаточно широкое распространение среди изобретателей получила алгоритмическая методика, которая затем превратилась в алгоритм решения изобретательских задач (ТРИЗ). Согласно его автору Г. С. Альтшуллеру, это комплексная программа алгоритмического типа, основанная на законах
развития технических систем и предназначенная для анализа и решения изобретательских задач. Основой ТРИЗ являются программа последовательных операций для выявления и устранения технических противоречий, средства управления психологическими факторами и информационный фонд. Техническое противоречие проявляется тогда, когда известными способами при попытке улучшить одну часть (или один параметр) технической системы недопустимо ухудшается другая часть (или другой параметр). Например, заманчиво делать ткани и одежду из прочных полимерных пленочных материалов. Но тут возникает противоречие. Ткань, идущая на одежду, должна иметь мельчайшие поры, чтобы пропускать воздух и пары. А если в пленочной ткани сделать поры, ее прочность резко снизится. Каждое техническое противоречие обусловлено конкретными физическими причинами. В приведенном примере ткань должна иметь поры, чтобы пропускать воздух, и в то же время не должна иметь пор с целью повышения прочности. Это — физическое противоречие (ФП): к одной и той же части системы предъявляются взаимно противоположные требования. Известны принципы разрешения физических противоречий (например, разделение противоречивых свойств в пространстве или во времени). Разрешение физических противоречий необходимо для устранения конфликта, из-за которого возникла задача. В структуре программы и правилах выполнения отдельных операций отражены объективные закономерности развития технических систем. Поскольку программу реализует человек, АРИЗ предусматривает операции по управлению психологическими факторами. Эти операции позволяют гасить психологическую инерцию, которая обычно присуща каждому человеку, и стимулировать работу воображения. В информационный фонд ТРИЗ входят приемы, стандарты на творчество, банки физических, химических и геометрических эффектов. Для устранения типовых технических противоречий применяется около 100 приемов. Чтобы освоить ТРИЗ и свободно им пользоваться нужно пройти специальный курс обучения и стать профессиональным изобретателем. А как быть тем, кто чувствует у себя творческую жилку, но не имеет возможности учиться изобретательству на профессиональной основе? В помощь таким людям предлагается упрощенный метод создания изобретений (технических решений и не только их) – метод матриц. Метод матриц, основан на морфологическом методе поиска технических решений при создании изобретений
Сам морфологический метод состоит из двух частей: анализа (составления таблицы) и синтеза (поиска решений). Данный метод был усовершенствован и применялся в различных областях знаний: патентологии, проектировании технических систем, архитектуре, управлении, планировании, прогнозировании, психологии, астрономии и т. д. как для поиска конкретного решения, так и для исследования области возможных решений, поиска направления развития объекта. Метод охватывает все сочетания решений. Однако выбор и оценка решений являются трудоемкими. Если это вас не пугает, можете воспользоваться комбинаторной методикой (разновидность морфологического). А теперь, собственно метод матриц. Для облегчения выбора технического решения используют десять формальных меняющихся характеристик (приемов) и десять основных показателей объекта, которые сводят в таблицу (матрицу). При взаимодействии левого столбца и верхней строки рождаются ячейки, причем каждая из них обладает индивидуальностью. При первом знакомстве с проблемой предпочтительнее бегло пробежаться (мысленно) по верхней строчке матрицы и выбрать (предварительно) меняющуюся характеристику для вашей проблемы. Затем последовательно используют все десять основных показателей (от геометрии до дизайна), отмечая в таблице подходящие ячейки знаком «+», и знаком «-» неприемлемые для вас. Эти показатели, расположенные в левом столбце матрицы, ни что иное, как характеристики изделия. Почти в точности они повторяют разделы технического задания на разработку конструкции. Это означает, что матрицу удобно использовать для создания отличительных признаков устройства (конструкции). Способ, то есть технологию, тоже можно обрабатывать с помощью матрицы, но это будет посложнее без привычки. Чтобы свободно ориентироваться по всей матрице (все-таки 100 признаков) придется основательно изучить нижеследующий текст. Потом надобность в таблице-матрице отпадает (так показывает опыт) и выбор признаков изобретения происходит автоматически. Здесь требуется уточнение – нужно знать физику, или хотя бы пользоваться, на первое время, книгойсправочником физических эффектов, файл большой (450 кб), и неделимый. Матрица (таблица) показат
Неоло Адапта Мультип Диффе Инте Инве Импул Дина г ц л р г р ь м
Анало Идеа г л
Геометри 1.1 ч
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
Физикомех
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
Энергет
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
Констр
4.1
4.2
4.2
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
Надежн
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
Эксплуат
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
Экономи 7.1 ч
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
7.9
7.10
Стандарт 8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
8.10
Безопас
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
9.7
9.8
9.9
9.10
Дизайн
10.1
10.2
10.3
104
105
10.6
10.7
10.8
10.9
10.10
Скопируйте и распечатайте матрицу – она пригодится при поиске новых признаков технической задачи. Десять основных показателей объекта: Основные группы показателей, которые учитываются при разработке технических, и не только, новшеств. 1. Геометрические – длина, ширина, высота, занимаемая площадь, объем, форма, сечения. 2. Физико-механические – масса, материалоемкость, прочностные и иные качества материалов, коррозионная стойкость и пр. 3. Энергетические – виды (электрическая, тепловая, химическая, гидропневматическая, акустическая и т.д.), мощность, привод, к.п.д. 4. Конструкторско-технологические - технологичность изготовления устройства, его транспортабельность, жесткость, а также соотнесение к конструкции таких факторов, как защищенность от вредного воздействия среды (в том числе от двуногих), сложность или простота изготовления и др. 5. Надежность и долговечность - данные чисто технического характера -
техническая надежность, долговечность, нечувствительность к вредным воздействиям: среды (все что связано с участием человека в работе, вынесено в другую группу показателей). 6. Эксплуатационные показатели - производительность, точность и качество работы устройства, стабильность ее параметров, степень специализации (универсальность), степень готовности к работе (быстрота «разгона») и т.д. 7. Экономические показатели - себестоимость устройства и отдельных ее элементов, трудозатраты на производство и эксплуатацию, расходы, потери и т.д. 8. Степень стандартизации и унификации. 9. Удобство обслуживания и безопасность. Все, что связано с охраной труда и техникой безопасности, эргономикой и инженерной психологией, удобствами работы, контроля и ремонта, требованиями комфорта (шум, копоть, влажность, температура, запыленность, освещенность); сюда же входит все, что связано с участием человека в обслуживании устройства. 10. Дизайн. К нему относятся вес показатели, которые, с одной стороны, придают устройству высокие художественно - конструкторские достоинства (тектоничность, масштабность, цельность, гармоничность, пропорциональность и др.), а с другой – позволяют рассматривать устройство как промышленный образец. Следует отметить, что перечисленные показатели и изменения этих показателей реальны, объективны, а приемы их улучшения (сочетания) субъективны и, по сути отражают работу конкретного мозга (воображение и логику). Признаки для доказательства изобретательского уровня 1. Техническая прогрессивность включает новое техническое свойство, то есть какое-либо улучшение способа, вещества или устройства. Повторюсь снова хорошее изобретение должно содержать новое техническое свойство. Это может быть не только качественное, но и количественное изменение того или иного свойства: а) дополнительное свойство; б) усиленное свойство; в) новое свойство. Но не голословное утверждение, а определение степени улучшения (в % или разы). Частные признаки - удешевление, упрощение и т.п. Свойство будет новым, если закономерности его изменения не были известны и проявились в заявленном техническом решении. Поэтому достижение неожиданного результата является хорошим отличительным признаком изобретения. 2. Удовлетворение существующей потребности доказывается наличием
нерешенной проблемы и безуспешности ее решения другими изобретателями (больше годится для патентного суда). 3. Коммерческий успех, если он достигнут не рекламой и маркетингом, а техническими достоинствами изобретения. 4. Преодоление трудностей для изобретателя - специалиста в данной отрасли, то есть творческий вклад в решение проблемы. Он присутствует в изобретении всегда, но доказать это экспертизе чрезвычайно трудно. Конечно, одинаковое решение может быть принято и объяснено разными приемами. Далее, по мере ваших возможностией, будут рассмотрены изменения перечисленных показателей.
1. Принцип неологии (от латинского - знание нового) - это использование изобретателем процессов, конструкций, форм, материалов, и их свойств пр., новых для данной отрасли техники или новых вообще. Предполагается, что уже где-то и кем-то вне данной отрасли запланированная техническая система создана, успешно используется (хотя может быть и для совершенно иных целей) и надо только ее разыскать и проверить в данных условиях, не изменяя ее, приспосабливая. Ясно, что принцип неологии требует от изобретателя широкой инженерной культуры, технической эрудиции, хорошей информированности. По принципу неологии создаются эффективные технические новшества (рац.предложения и пром.образцы), но очень тяжело - изобретения. Перенос технической системы в новую область использования, как правило, смещает или изменяет первоначально заложенные в конструкцию функции. В одних случаях исходная система оказывается полностью функционально и экономически пригодной к новым условиям работы, в других - лишь частично. Но в исходном, неизменном виде применение ее оказывается нередко экономически оправданным - не случайно столь широкое распространение но всех отраслях техники получили так называемые комплектующие изделия. Обратимся теперь к матрице и попробуем расшифровать ее ячейки по отношению к неологии. Ячейка 1.1. Чаще всего заимствование, копирование, сохранение чуждых новой функции форм, например, всасывающий патрубок, афишная тумба и пьедестал скважины. 2.1. В основном использование новых материалов и их свойств. Использование моющих средств - ПАВ для обработки скважин, жидкость глушения нефтяных скважин. 3.1. Использование новых видов энергии в традиционных целях и старых источников по-новому. 4.1. Замена механических систем электрическими, акустическими,
пневмогидравлическими и т.п. 5.1., 6.1., 7.1., 8.1. Эти изменения показателей связаны, прежде всего, с использованием в нефтедобыче передового опыта. Эти показатели используют в качестве обязательных при разработке любых новшеств, например, они присутствуют в ТЗ (техническом задании). 9.1. Использование на производстве в новых функциональных целях для повышения производительности труда известных факторов, например, окраска трубопроводов и маркировка их цветом. 10.1. Художество (самая широкая трактовка). 2. Принцип адаптации (от латинского «прилаживание - приноровление») – приспособление изобретателем известных процессов, конструкций, форм, материалов – это, по-видимому, широко распространенное действо любого человека (спички вместо зубочистки, солярка как репеллент от комаров). Увеличили размеры ножа — получили саблю, а топора — гильотину. Исходная система слегка видоизменяется. Некоторые приемы, относящиеся к принципу адаптации: изменить традиционные величины параметров системы (конструкции или технологического процесса), модифицировать, переделать систему с тем, чтобы приспособить ее к иным условиям работы, не затрагивая основной конструктивной схемы; защитить систему (например, для работы в сложных климатических условиях, с различными химическими агрессивными агентами), изменить условия работы (Устройство -трансформатор для эл.отогрева устья), характеристики внешней среды или системы, соприкасающейся с данной, приспособить машину к человеку (приемы коррективной эргономики). Характеристика ячеек матрицы по приему адаптации самоочевидна и поэтому не рассматривается. Для отсталых стран принципы неологии и адаптации стали основой, на которой быстрыми темпами развивался промышленным потенциал. Используются все дозволенные и недозволенные приемы, включая массовую скупку патентов и промышленный шпионаж, который столь же древен, сколь и сама техника. Люди крали огонь во многих его разновидностях, шелковичных червей (в шляпе под живыми цветами), секреты голубого китайского фарфора и стали (и получали за это дворянские титулы), таблицы тригонометрических функций (для определения местонахождения кораблей в открытом море), развивали по бревнышку вражеские корабли (так древние римляне создали собственный флот) и даже охотились за технологией горькой взбитой пены (французские пивовары прошлого века отомстили немцам за поражение 1870 г. распространением высококачественного напитка, названного ими "пивом национального реванша", или (французским пивом).
3. Принцип мультипликации (от латинского — "умножение") заключается в умножении функций и деталей системы, причем умноженные системы остаются подобными друг другу, однотипными. К мультипликации относятся не только приемы, связанные с увеличением характеристик (гиперболизация), но и с их уменьшением (миниатюризация); в любом случае мультипликация характеризует изменение параметров систем в 2 раза и более. Гиперболизация и миниатюризация как методы мультипликации неосознанно используются с древнейших времен Пример тому — пирамида Хеопса, величественные храмы Баальбека., многотонные изваяния острова Пасхи, огромные рисунки в пустыне Наска. А рядом с этим миниатюрная мозаика, греческие геммы, гравировка целых картин на срезе рисового зерна, алмазные фильтры для вытягивания тончайшей проволоки и т.д. Обратимся к матрице. Ячейка 1.3. Дублирование, многократное увеличение или уменьшение размеров сечений, площадей, объемов, занимаемых конструкцией, умножение деталей конструкции (перфорированные, гофрированные, ребристые конструкции, параллельное и последовательное соединение элементов, различные цепи), пропорциональное изменение ее форм по принципу подобия, увеличение размеров исполнительных рабочих органов (особенно для объемных способов обработки), их повторение (многослойные, многоступенчатые, многоэтажные конструкции). 2.3. Может быть проиллюстрирована увеличением прочности системы за счет увеличения ее массы — растет толщина детали, растет число спиц в колесе или перегородок жесткости в конструкции. 3.3. Осуществляется в основном наращиванием энергии, мощности воздействия процесса: гирлянда кумулятивных зарядов для перфорации, известный всем «вольтов столб», изобретенный Алессандром Вольта в 1799 г., наборы современных пластинчатых аккумуляторов, полиспаст Архимеда, использование лазера для обработки металлов. Характерные общие особенности приемов 2.3 и 3.3 обусловили тот факт, что их иногда называют приемами "с позиции силы", или "удара в лоб". 4.3 Чаще всего что увеличение числа рабочих органов рабочих позиций, количества одновременно обрабатываемых деталей, повторение однотипных технологических операций — многократная перегонка фракции, автоматы, роторные линии. 5.3. Характеризуется рядом своеобразных методов и приемов, в частности дублированном, резервированием. Много общего имеют приемы в ячейках 6.3 и 7.3. С IX по XVI в книги печатали с помощью отдельной для каждого листа гравировальной печатной доски. Уже сама гравировальная печатная доска была шагом вперед по сравнению с изданием рукописных книг, она позволяла тиражировать, мультиплицировать
накопленные человечеством знания. Но принцип не был исчерпан до конца. Раздробив традиционный объект на мелкие однородные части, разделив цельную гравировальную доску на буквы-литеры, И. Гутенберг обеспечил тем самым возможность их повторного использования, т. е. изобрел печатную машину. Ячейка 8.3. выводит на первый план известные конструкторские приемы агрегатирования и унифицированная. Развитием приемов агрегатирования и унифицирования могут считаться: создание различных по функциональному назначению систем из одинаковых унифицированных элементов (кустовое бурение), использование стандартных трафаретов (французская система Летрасет, позволяющая вместо рисованных шрифтов, символов и даже сюжетных сценок применить удобные переводные картинки), модульное проектирование. Так, на микромодулях синтезировано почти все электронное обеспечение спутников и боевых ракет (за счет этого важные элементы системы подрыва головных частей продублированы в 18 раз!). Примерами 9.3 может служить многостаночное Обслуживание в металлообрабатывающем и ткацком производствах, внедрение удобной унифицированной рабочей мебели, различные эргономические стандарты 10.3. Модульная отработка форм, их ритмическое членение, ведение элементов симметрии. 4. Принцип дифференциации (от латинского — различие) разделение функций и элементов системы: ослабляются функциональные связи между элементами, повышается степень свободы, разносятся этапы производства, конструкции и рабочие процессы в пространстве и во времени. Ячейка 1.4. Это чаще всего дробление формы различными приемами: фрактальное разбиение линии, объема (пористой среды, потока нефти газосепаратор), разделение системы на объемную и необъемную части и вынесение одной из частей за пределы ограничивающей зоны (телевизор с дистанционным управлением). 2.4. Чаще всего оперируют с массой системы и со свойствами применяемых материалов (предупреждение замораживания) и рабочих процессов: отделение газа и попутной воды от нефти в скважине с обратной закачкой воды в пласт, составляют систему из заведомо разнопрочных элементов (разбуриваемый пакер). 3.4. Может быть проиллюстрировано разделением перегородками движущегося потока на два или несколько потоков (Гасительколебаний давления, раздельная добыча нефти и гидроминерального сырья пат. РФ № 2148159). Ячейка 4.4. охватывает значительное количество приемов. Вот некоторые из них: разделение системы на части (Устройство для получения окисленного
битума), соединенные гибкими связями (разделение турбобура и скважинного электронасоса на секции), разделение системы на части с тем, чтобы приблизить каждый из разделенных элементов к рабочему месту (перенос места действия, автомашина, каждое колесо которой имеет тяговый электродвигатель); применение развернутых кинематических и силовых схем, обеспечивающих максимальную обозримость и доступность элементов системы. 5.4. Повысить надежность и долговечность системы можно разделением ее на элементы, это, кроме того, позволяет заменять отдельные поврежденные элементы аналогичными. 6.4. Результата достигают, в частности, расчленением функций и потребностей, обеспечением их соответствующими орудиями труда. 7.4. Хорошо известно, сколь большие экономические выгоды сулит дифференциация процесса сборки – разделение сложного процесса на элементарные операции, т.н. потогонная система конвейера. Ячейка 8.4 приемы целиком построены на методах секционирования и агрегатирования. 9.4. Отделение мешающих частей, мешающего свойства, локализация вредного элемента системы: защита при облучении рентгеном всех частей тела, кроме просвечиваемых, шахтерская лампа Хэмфри Дэви, в которой пламя изолировано от внешней среды сетчатым цилиндром из медной проволоки. 10.4. Асимметрию, как прием может характеризовать, например, неравномерность расположения фар автомобиля, что защищает шоферов встречных машин от ослепления. 5. Принцип интеграции (от латинского- "цельный") -в объединении, совмещении, сокращении и упрощении функций и форм элементов и системы в целом: сближаются элементы производства, конструкции и рабочие процессы в пространстве и времени. Формы интеграции могут быть различны, диапазон приемов широк - от простейшего механическою соединения, сплетения, встраивания, сплавления, скрепления, смешивания. А.Нобель изобрел динамит, смешав жидкий нитроглицерин с пористым пироксилином. Высшая форма сращения – симбиоз технических средств с живыми организмами. Система может объединять 2, 3, 4 и более исходных элементов в различных комбинациях: старое со старым, старое с новым, новое с новым. Например, насос+лампа=примус, насос+полая игла=медицинский шприц, телега + паровой котел=паровая повозка Ж.Кюньо. Ячейка 1.5. Чаще всего это переход к упрощенным, компактным формам: механизмы заключают в закрытые корпуса, куда не проникнут пыль и влага, один объект помешают внутри другого, который, в свою очередь, может быть размешен внутри третьего, и т д.; от «растрепанных» форм переходят к прямоугольным или же от прямоугольных к сфероидальным и пр. 2.5. В
большинстве случаев это как бы антиприемы по отношению к приемам дифференциации (равнопрочность-неравнопрочность, совмещение функций), но есть и свои оригинальные решения, например, не просто совмещение объектов, но совмещение объектов, казалось бы несовместимых (оптическое совмещение двух объемных изображений), не просто совмещение процессов, но совмещение, связанное с упрощением, исключением ряда промежуточных операций ( способ подземной газификации угля, предложенный в 1888 г. Д. И. Менделеевым). 3.5. Введение общего привода: создание единого энергетического источника взамен многочисленных независимых; локальная концентрация энергии и сил - увеличение напора жидкости в десятки и сотни раз в гидромониторах; фокусировка электронного пучка набором линз и др. 4.5. Наряду с антиприемами дифференциации отметим и некоторые своеобразные методы: удаленные элементы системы сближаются; они жестко объединяются в компактное целое; сюда же относится применение рациональных, укороченных, свернутых кинематических и силовых структур, упрощение сложных многоэлементных схем и систем (двухтактный двигатель внутреннего сгорания взамен более сложного четырехтактного); соединение устройств, осуществляющих смешанные операции, включение одной системы в другую (дизель генератор); создание многофункциональных нетрансформируемых и трансформируемых схем, расширение или объединение функций, например одновременное сверление и обточка, сокращение объема механической обработки, замена механической обработки более производительными способами и др. 5.5. Иногда только монолитное решение устройства делает его надежным, работоспособным, долговечным (основание станка-качалки). Примером 6.5 могут быть универсальные станки, счет которым в станочном парке идет на миллионы. 7.5. Большую экономическую выгоду производству сулит типовая технология и групповая обработка скважин. 8.5. Приемы агрегатирования при проектировании технологического оборудования, использующие только стандартизированные и нормализованные элементы. 9.5. Совмещение в одном лице функций водителя и оператора, станочника и наладчика, введение единой системы управления, единых вычислительных центров. 6. Принцип инверсии (от латинского — "переворачивание", перевертывание, перестановка) — в обращении функции, формы и расположения элементов и системы в целом. Принцип этот труден в использования, он требует от исполнителя незаурядного творческого остроумия, но весьма эффективен по результатам - способ физико-химического анализа. Ячейка 1.6. Обращение, «выворачивание» формы наизнанку, отказ от
традиционной формы («квадрат» в бурении). 2.6. Отказ от требуемой, казалось бы, и наращиваемой твердости и жесткости (гибкие тонкие НКТ), преобразование одних физических величин в другие (телефон, радио, электроизмерительная аппаратура), выполнение конструкций прозрачными и т. д. 3.6. Поглощение энергии. 4.6. Конструкция перевертывается вверх ногами, выворачивается наизнанку (швейцарский токарный станок, в котором направляющие расположены не ниже, а выше обрабатываемом летали, что облегчает отвод стружки), движущиеся элементы конструкции оказываются неподвижными, и наоборот (П. Яблочков в своей лампе расположил угольные электроды рядом и параллельно — отпала необходимость тонкого механизма сближения электродов по прямой во время горения, аэродинамическая труба, не движется не самолет, а воздух, роликовые стенды для обкатки на месте велосипедов, машин, гусеничных повозок). 5 6 «Дорогая» долговечность заменяется «дешевой» недолговечностью, объект изменяется так, чтобы он использовался разово – дачная мебель из картона, картонные, но лакированные туфли для покойников, памперсы. 6.6. Отказ от высокой точности работы машины и стабильности ее параметров, изменение направления движения на противоположное (граммофонные пластинки Э.Берлингера проигрывались от центра к краю, французская фирма братьев Патэ предложила проигрывать от края к центру — появились патефоны), обращение вреда в пользу (использование вредных факторов, отходов вещества и энергии для получения дополнительного положительного эффекта), обратная связь (без которой невозможно регулирование). 8.6 Полный отказ от использования стандартных элементов в конструкции. 9.6. Применение заведомо неудобного инструмента (резиновые шипы на особо ответственных ручках заставят остановиться и задуматься оператора перед управляющим действием, острые выскакивающие стерженьки на циферблате часов для потерявших зрение), заведомо неудобной мебели (твердые стулья сокращают время заседаний на 30— 40%), использование приема "клин клином" (устранение вредного фактора за счет сложения с другим вредным фактором — глушение шума шумом, сдвинутым по фазе). «Перегибание палки» (усиление вредного фактора до такой степени, чтобы он перестал быть вредным, — шум ультразвука), допущение того, что считается недопустимым. Последние два приема могут быть эффективно использованы и для инверсии ряда вышеперечисленных групп показателен. 10.6. Заведомо нефункциональные, подчеркнуто безобразные решение — меховой чайный прибор, автоустройства, обшитые шкурами, гротеск в живописи, различные
виды имитаций (пластмассы под ценные породы дерева), а сегодня различные "страшные" игрушки и аттракционы. 7. Принцип импульсации (от латинского — "толчок", побуждение к чему либо, стремление, возбуждение) охватывает группу изобретательских методов и приемов, связанных с прерывностью протекающих процессов. Импульс может повторяться периодически, апериодически, но может быть и единичным, например, импульсно нарастает скорость протекания действия и в результате вредные силы или опасные стадии процесса преодолеваются. Этот прием широко используется при обработке скважин: Гидравлический вибратор, импульсная обработка и т.п. С импульсацией (реже с динамизацией) связана важная для изобретателя группа приемов предварительной подготовки процессов и действий: аккумулировать, заранее накопить энергию (накопление тепла в грунте пат. № 2092676, 2101467, 2160824), заранее или входе процесса ввести в процесс реагенты и элементы, которые затем изымаются или уничтожаются, заранее придать системе изменения, противоположные недопустимым или нежелательным (предварительно напряженный железобетон, способ изменения проницаемости нефтяного пласта); компенсировать относительно невысокую надежность запасом легкозаменяемых рабочих органов (обеспечивается высокая, в общем, надежность) или аварийными средствами (жесткий металлический диск, заложенный внутрь шины, позволяет продолжать движение на спущенной шине без повреждения покрышки) и т. д. 8. Принцип динамизации предполагает, что характеристики, параметры всей системы или ее элементов должны быть изменяющимися и оптимальными на каждом этапе процесса или на новом режиме. Изменения должны происходить постоянно, плавно и не быть ступенчатыми или фиксированными во времени. Ячейка 1.8. Меняются длина, высота, площадь, объем, пропорции, форма и все это обусловлено, скажем, ростом системы или ее растворением. 2.8. Меняются вес, агрегатное состояние (растворитель резины), температура, цвет основного материала и покрытия (как сигнал об изменении температуры детали). 3.8. Регулирование мощности электроэнергии, подаваемой в зависимости от нужд потребителя. Снижение давления (вакуумная хроматография). 4.8. Работа пружинных, водяных, песочных часов, системы, работоспособные и устойчивые только в движении (гироскопы, велосипеды), плавающие, качающиеся конструкции переменной жесткости - оболочки, тонкие пленки ("нефтяные червяки" — гибкие мастичные танкеры из синтетических материалов, плавно
скользящие по бурному океану за буксиром). 5.8. Отдыхающие, "засыпающие" системы (режим компьютера). 6.8. Методы и приемы «непрерывности полезного действия» требуют, чтобы работа велась непрерывно и нее элементы системы находились все время под полной нагрузкой (конвейеры), чтобы устранялись холостые и промежуточные ходы, а прямолинейное возвратно-поступательное движение заменялось более выгодным непрерывным, вращательным (ударно-канатное бурение заменили на роторное). К этой же группе приемов относится великое изобретение колеса. 7.8. Применение "плавающего" курса денежной единицы. 8.8. Постоянно опережающая, так называемая динамическая стандартизация. 9.8. Непрерывный следящий контроль за работой системы (самолет, корабль, спутник), автопилоты, авторулевые 10.8. Различные виды комплексного динамического искусства на производстве с использованием цвета, света, музыки, запахов, микроклимата. 9. Принцип аналогии (от греческою - «соответствие») реализуется отысканием и использованием сходства, подобия систем (предметов и явлений), в целом различных Наиболее "крупные разновидности" принципа — технология, биоаналогия и аналогия образная. Технология взаимно обогащает различные отрасли техники — решения переносятся из одной сферы в другую, кочуют в самых различных направлениях. По аналогии с паяльной лампой Ф.Цандер в 1930 г. создал ракетный двигатель ОР-1. Финн Э. Хенриксон разглядел в поворачивающихся шайбах кассового аппарата конструкцию замка без пружин. По аналогии с автоматом для продажи «святой» воды, изобретенным до нашей эры Героном Александрийским, англичанин Эверитт изобретает автомат для продажи спичек. Принцип детского воздушного змея А.Ф.Можайский использует при конструировании аэроплана. Детский волчок наталкивает Э.Сперри на идею гироскопических приборов для фиксации некоторого направления в пространстве (приборы для навигации и управлении). Перепускной клапан превращается в устройство для предотвращения замерзания устья. К технологии относится метод модернизации, слагающийся из рода приемом, таких, как, в частности, макетирование и копирование. Механизмы и принципы живой природы копировались и использовались в технике издавна. Легендарные аргонавты плыли за золотым руной на «деревянных дельфинах». Гельмгольц создал ряд приборов, прямо использующих принципы органов зрения. Образная аналогия предполагает в своей основе образно -художественное мышление и широкую научно-техническую эрудиции. Образ качающейся
люстры Пизанского собора привел Галилея к открытию закономерностей движения маятника. А бензольные кольца, строение которых было подсказано в зоопарке сцепившимися хвостами обезьянами, - история известная каждому десятикласснику. Ячейка 1.9 Часы И.П.Кулибина в форме яйца. 2.9 Сходство цемента и извести по цвету и консистенции позволило изобретателю И.В.Смирнову предположить о наличии вяжущих свойству извести, которое в дальнейшем подтвердилось. Сходство винта Архимеда для транспорта сыпучих тел и смесителя. Сходство состава соляной рапы и пластовой воды для выварки соли из ПДВ (Способ получения поваренной соли). 3.9. Орнитоптер Леонардо да Винчи, махолеты В. Татлина и П. Митурича, современные машущие крыльями планеры. 4.9. Стопоход-кузнечик П. Л. Чебышева, прыгоход В.Турика. 5.9. Башни из металлоконструкций, повторяющие структуру волокон берцовой кости, самозатачивающиеся многослойные резцы, предложенные биологом и инженером А. М. Игнатьевым (прообраз — зубы и когти кошки, в которых твердость слоев возрастает с глубиной). 6.9. Пластиковое покрытие корпусов подводных лодок, аналогичное структуре кожи дельфина. 7.9. Прикидочные экономические расчеты по аналогии. 8.9. Сотовые сварные панели, в 2—3 раза снизившие вес несущих конструкций, ячеистый бетон. 9.9. Пестрые комбинезоны десантников, маскировочная окраска военных объектов. 10.9. Ружье-тросточка, зажигалка пистолет, авторучка в форме гвоздя, гипсовая копилка-кошка, потайные радиопередатчики в виде маслины с соломинкой в коктейле. Кариатиды, венчающие части колонн и служащие опорой для антаблемента или арки, куклы, игрушки, различные виды охотничьих чучел. Использование в художественно-конструкторских целях форм живой природы — биоконструирование, биодизайн, биоархитектура. 10. Идеализация – это представление идеального решения, от которого следует отталкиваться. Имея в голове идеальное решение задачи можно с большей полнотой определить все! признаки технического или иного решения. Например, бога нет, но вездесуща его функция. Или идеальная стенка та, которой нет. Так решена техническая задача создания гидравлического вибратора и пружинного штуцера. Постепенно удаляя невыполнимые (несущественные) признаки, оставляют приемлемые, которые обеспечивают технический результат (пресловутый положительный эффект изобретения). Идеальная обтекаемая форма определена законами физики (физхимии и аэрогидродинамики), отсюда изобретение -обработка объемом. Отказ от абсолютно полного решения задачи для данной системы делает ее решение
менее трудным. Этот прием требует от изобретателя развитого абстрактного мышления, которое зачастую граничит с шизофренией.
Кстати, в советские времена шизофреников выявляли по специальным психологическим тестам, содержащим по 500-800 вопросов. Психиатры уверяли, что можно не только определить факт болезни, но даже вычислить процент «шизофреничности». Например, предлагали вопросник, в котором нужно было ранжировать (расставить) вопросы по их значимости для вас в конкретной ситуации. Пример ситуации – вас пригласили в гости к будущей теще. Далее предлагают вопросы, вы отмечаете те, которые вас больше всего волнуют: смерть Пушкина, дырка в носке (а других носок нет), совершенно нет денег (даже на цветы невесте), к вам в гости на вечер напросилась симпатичная молодая особа, война в Ираке, предстоящая ревизия на работе, выборы в Гондурасе, плохая погода и т.д. От этих психиатров пошли гулять цифры, что нормальный человек является шизофреником на 20%, до 40% - отклонение от нормы, а свыше уже патология. Среди качеств изобретателей нужно отметить способности. Их относят к врожденным качествам, требующим своего дальнейшего развития. Сколько одаренных людей, не развив своих способностей, так ничего и не добились! А сколько вообще не смогли не только не проявить своих способностей, но даже узнать о них! (см. афоризм № 4 на этом сайте). Многие люди остановились на первом уровне развития способностей, выполняя что-либо по готовому образцу, иногда блестяще копируя. Этот уровень развития не требует глубоких размышлений, не напрасно его называют репродуктивным. Творческий же предусматривает создание нового, оригинального. Здесь можно уже говорить о таланте. Аналитический ум должен научиться комбинировать ощущения из непосредственного окружения, прошлого (через картинки или образы) и расчетов на будущее, создавая заключения (принимая решения), основанные на реальности ситуации. Достоинство изобретательства заключается в том, что оно позволяет, опираясь на чужие идеи, создавать что-то свое - новое. Пренебрегаемый большинством людей и противостоящим старому знанию является процесс создание нового знания, создание данных, создание мысли, причинное суждение, самостоятельно разработанные идеи, в противоположность идеям, созданным кем-то раньше. Высочайший уровень развития способностей относит человека к гениям. Именно степень развития, а не врожденная талантливость или гениальность.
Способности, вернее их задатки, под влиянием социальной среды (воспитания, обучения и труда) могут превратиться в талант. И все-таки, кроме высочайших способностей и трудолюбия, есть в гении что-то отличающее его от простых смертных? Чем его мышление отличается от мышления простого Homo sapiens? Видимо, тем, что он не мыслит обычными категориями здравого смысла, не подчиняясь обязательно законам повседневной логики, которым следуют все. Возможно, и даже, наверное, какая-то отправная точка для рассуждений у них иная, чем у остальных людей. Может быть, не напрасно ходят слухи, что все гении либо чудаки, либо безумцы?. Надо отметить, что чудак — это еще не безумец, что хорошо видно на примере изобретателей. Абсолютное большинство гениальных людей психически здоровы, и "ничто человеческое им не чуждо". Если же среди них и бывают лица с теми или иными отклонениями в психике, то не чаще, чем среди обычных людей. Впрочем, сами гении не нуждаются в защите. По словам Э. Кречмера, гениальность — это "готовность к действительно новым духовным достижениям, к идеям и способам выражения, которые никогда еще таким образом не были продуманы и восприняты, создание новых исторических эпох". Ее отличает "широта и продолжительность воздействия на человечество". Может быть, есть какой-то особый, гениальный тип людей, которых мы далеко не всегда понимаем и признаем? "Когда у мыслителей быстро вертятся мысли, у немыслящей публики кружится голова", — говорил русский историк В. Ключевский. Возможно, это о наших взаимоотношениях с гениальными людьми? Без всякого сомнения, гениальные люди относятся к категории одержимых, одержимых идеей, подчинивших ей всего себя. Почему-то именно к талантливым и гениальным часто приходят блестящие идеи, творческое вдохновение. Почему? Потому что "вдохновение, — по словам П. Чайковского, — это такая гостья, которая не любит посещать ленивых". А Чайковскому можно верить, он знал, о чем говорил. Творчески одаренным натурам свойственны неуемность, беспокойство, поиск, идейная убежденность. То есть, каждый гений – это шизофреник, но обратная зависимость никогда не соблюдается. Но шизофреник это, все-таки, не дурак, хотя бытует мнение, что все гении в быту были абсолютно не приспособленными людьми, и с точки зрения обывателей были придурками. Такая точка зрения выгодна и для карательной психиатрии тоталитарного строя, так как, например, политическая оппозиция или инакомыслящая интеллигенция легко превращаются в "излечимую медицинскую" клиентуру.
Альтернативный способ инициирования термоядерной реакции Весь прошлый век прошел под знаком увлечения естественными науками. Самым модным направлением была физика. В середине века публикации по ядерной физике в популярных журналах составляли не менее половины от их общего количества. Интерес публики подогревался фундаментальными достижениями ученых и все тогда ждали чуда - скорого открытия управляемого термоядерного синтеза ядер легких элементов, сулящего дармовую энергию в неограниченном количестве. Термояд оказался крепким орешком и опьянение наукой вскоре прошло. Наступил похмельный синдром, который выражается теперь в повальном увлечении "практической" магией. Элита переключилась на политологию, средние слои - на психологию и социологию, а остальные продолжают с удвоенной силой верить в чудеса (по степени увлечения это: экстрасенсорика, религия, уфология и т.п.). После этого вступления станет понятным тот интерес, который был у меня в прошлом к ядерной физике, тем более, что я, как военный дозиметрист, имел непосредственное отношение к этим излучающим радиацию изделиям. Это обстоятельство не обошлось без последствий для здоровья. Все дальнейшее изложение основано на доступных материалах, так что всякие шустряки, вроде шпионов, и их уездные антиподы могут спать спокойно. Для эффективного протекания реакции синтеза ядер легких элементов используется энергия взрыва атомной бомбы в качестве инициатора реакции. Вследствие того, что атомный взрыв продолжается менее микросекунды, в качестве ядерных реакций синтеза должны быть выбраны такие реакции, "зажигание" которых требует тоже не более микросекунд. Ассортимент таких реакций ограничен. Одна реакция, которая может быть непосредственно инициирована атомным взрывом - это термоядерная реакция между дейтерием и тритием, то есть между тяжелым и сверхтяжелым изотопами водорода. D + T = He + n + E; Разработка водородной бомбы. Предварительный теоретический анализ показал, что термоядерный синтез легче всего осуществить в смеси дейтерия и трития. Приняв это за основу, ученые США в начале 1950 приступили к реализации проекта по созданию водородной бомбы. Первые испытания лабораторного ядерного устройства, напоминающего собой больше заводской
цех с холодильниками для перевода дейтерия и трития до конденсированного состояния, были проведены на полигоне Эниветок весной 1951. Но термоядерный синтез был лишь частичным. Значительный успех был достигнут 1 ноября 1951 при испытании массивного ядерного устройства, мощность взрыва которого составила 4-8 Мт в тротиловом эквиваленте. Первая настоящая водородная авиабомба была взорвана в СССР 12 августа 1953, а 1 марта 1954 на атолле Бикини американцы взорвали более мощную (примерно 15 Мт) авиабомбу. С тех пор обе державы проводили взрывы усовершенствованных образцов мегатонного оружия. Механизм действия водородной бомбы. Последовательность процессов, происходящих при взрыве водородной бомбы, можно представить следующим образом. Сначала взрывается находящийся внутри оболочки водородной бомбы заряд-инициатор термоядерной реакции (небольшая атомная бомба), в результате чего возникает нейтронная вспышка и создается высокая температура, необходимая для инициации термоядерного синтеза. Академик А.Д.Сахаров предложил использовать термоядерную начинку в виде устойчивого в обычном состоянии твердого вещества, а не в виде сконденсированных изотопов водорода, как у американцев. Твердые химические соединения изотопов водорода (равнокомпонентные смеси дейтерия и трития), гидриды лития, позволили скомпоновать термоядерное устройство в виде транспортабельной авиабомбы. Академик В.Л.Гинзбург еще более упростил проблему - нейтроны бомбардируют вкладыш из дейтерида лития – химического соединения дейтерия с литием (используется изотоп лития с массовым числом 6). Литий-6 под действием нейтронов расщепляется на гелий и тритий. Таким образом, атомный запал создает необходимые для синтеза материалы непосредственно в самой приведенной в действие бомбе. Затем начинается термоядерная реакция в смеси дейтерия с тритием, температура внутри бомбы стремительно нарастает, вовлекая в синтез все большее и большее количество изотопов водорода. Вероятность того, что два ядра вступят во взаимодействие, характеризуется "сечением реакции", измеряемом в барнах (1 б = 10^–24 см2 ). Сечение реакции – это площадь эффективного поперечного сечения ядра, в которое должно "попасть" другое ядро, чтобы произошло их взаимодействие. Сечение реакции дейтерия с тритием достигает максимальной величины (5 б), когда взаимодействующие частицы имеют энергию относительного сближения порядка 200 кэВ. При энергии 20 кэВ сечение становится меньше 0,1 б. При дальнейшем повышении температуры могла бы начаться реакция между ядрами дейтерия, характерная
для чисто водородной бомбы. Все реакции, конечно, протекают настолько быстро, что воспринимаются как мгновенные. Термоядерный синтез сопровождается колоссальным энерговыделением на единицу массы реагирующих веществ (примерно в 10 миллионов раз большим, чем в химических реакциях). Но наиболее вероятная реакция реализуется в равнокомпонентной смеси дейтерия и трития (DT-смесь). К сожалению, тритий радиоактивен и, ввиду короткого периода полураспада (T1/2 = 12,3 года) в природе практически не встречается. Его получают искусственным путем в реакторах деления, а также как побочный продукт в реакциях с дейтерием. Однако отсутствие в природе трития не является препятствием для использования DT – реакции синтеза, т.к. тритий можно производить (по предложению Гинзбурга), облучая изотоп 6Li образующимися при синтезе нейтронами: n + 6Li = 4He + t. Таким образом, если окружить термоядерную начинку слоем 6Li (в природном литии его содержится 7%), то можно осуществить полное воспроизводство расходуемого трития. И хотя на практике часть нейтронов неизбежно теряется, их потерю легко восполнить, вводя в оболочку такой элемент, как бериллий, ядро которого, при попадании в него одного быстрого нейтрона, испускает два. Деление, синтез, деление (супербомба). На самом деле в бомбе описанная выше последовательность процессов заканчивается на стадии реакции дейтерия с тритием. Далее разработчики бомбы предпочли использовать не синтез ядер, а их деление. В результате синтеза ядер дейтерия и трития образуются гелий и быстрые нейтроны, энергия которых достаточно велика, чтобы вызвать деление ядер урана-238 (основной изотоп урана, значительно более дешевый, чем уран-235, используемый в обычных атомных бомбах). Быстрые нейтроны расщепляют атомы урановой оболочки супербомбы. Деление одной тонны урана создает энергию, эквивалентную 18 Мт. Энергия идет не только на взрыв и выделение тепла. Каждое ядро урана расщепляется на два сильно радиоактивных "осколка". Благодаря уникальной конструкции и описанному механизму действия оружие такого типа может быть сделано сколь угодно мощным. Оно гораздо дешевле атомных бомб той же мощности. Известно, что среди главных характеристик атомной бомбы - критическая масса, материал и форма делящегося материала, то есть атомный взрыв возможен лишь при достижении критической массы, которая, например, для плутония составляет от 2,5 до 10 кг, в зависимости от формы заряда и чистоты плутония. А для калифорния это всего 2,5 грамма, но калифорний искусственный и
нестабильный элемент, и все мечты военных о создании атомной пули физики быстро развеяли. Взрыв обычных химических веществ в этом отношении хотя и намного продолжительнее атомного, но сокрушительно проигрывает ему в концентрации энергии. Для осуществления термоядерного микровзрыва дейтерий-тритиевой мишени необходимо создать давление, превышающее 5.10^14 Па. Обычная взрывчатка при детонации дает 10^11 Па. Возникает физическое противоречие: желание увеличить продолжительность воздействия взрыва с целью увеличения ассортимента реакций ограничивается низкой концентрацией энергии. Следовательно, нужно не увеличивать кинетическую энергию, а искать обходные пути. Поиск обходных путей - общепринятый метод в изобретательстве (этот сайт создан изобретателем), поэтому появление заявки (пусть на уровне хобби) на изобретение нельзя считать случайным. Заявка № 93017151/25(016519) Способ термоядерного синтеза с приоритетом от 02.04.1993 г. Импульсное воздействие лазерного луча на смесь гидрида (дейтерия и трития) лития, вроде бы зажигает термоядерную реакцию, но поддержать ее скольконибудь продолжительное время не может. Идею использования кумулятивных зарядов для подрыва термоядерного боеприпаса "кухонного образца" впервые высказал отец американской водородной бомбы Эдвард Тейлор. По его словам, достаточно взять кусок 2-х дюймовой водопроводной трубы, внутрь поместить ампулу с тритием, а по концам трубы разместить кумулятивные заряды, и кухонный термояд готов. Там же было предостережение: при удачной конструкции кухонного термоядерного боеприпаса экспериментатор рискует испариться вместе с окружающим ландшафтом. В физическом журнале вычитал о способе сжатия кристалла гидрида легкого металла сверхвысоким давлением на алмазной наковальне при нормальной температуре. Утверждается, что при этом высока вероятность эффекта туннелирования, что, в свою очередь, обуславливает достаточно интенсивное слияние изотопов водорода. Алмазная наковальня имеет микроскопические размеры и результаты инициирования термоядерной реакции таким способом имеют только теоретическое значение. Если слияние ядер возможно при ударном взаимодействии и при нормальной температуре, то почему не использовать энергию взрыва кумулятивных зарядов? Может ли энергия кумулятивной струи обеспечить квантовый эффект подбаръерного туннелирования за счет сжатия струи гидрида металла до состояния вырожденного газа?
Ситуация оказывается не столь безнадежной прежде всего потому, что поведение атомных ядер описывается не классической, а квантовой механикой: даже если частица не может перескочить потенциальный барьер сверху, все же есть некоторая вероятность, что она пройдет сквозь него. Этот чисто квантовый эффект называют подбарьерным туннелированием. Можно предположить, что увеличение энергии — не единственный способ увеличить вероятность туннелирования. Можно попробовать уменьшить сам барьер! А это уже классический способ химического катализа реакций, позволяющий при нормальных условиях провести реакции, которые без катализатора требуют высоких температур. Идея состоит в том, что, хотя мы не в состоянии избавиться от положительных зарядов ядер, можно до некоторой степени нейтрализовать их отрицательными. Давайте посмотрим, что произойдет, если поместить ядра изотопов водорода в облако противоположно заряженных частиц, скажем, электронов. Весьма вероятно, что в некоторый момент времени рядом с ядром окажется электрон, и тогда суммарный заряд такой комбинации частиц будет нулевым. А пока сохраняется такая ситуация, второе ядро может подойти к первому, не испытывая при этом отталкивания. Конечно, частицы находятся в постоянном движении, и благоприятная для сближения ядер комбинация очень быстро нарушается. Но если взять усредненное по различным положениям частиц состояние, то экранирование зарядов все же скажется. Оно проявится в том, что потенциальный барьер взаимного отталкивания ядер станет — опять же в среднем — более узким. И тогда можно будет считать, что взаимодействие ядер определяется уже не законом Кулона, а законом Дебая. Получается, что из-за экранирования проходить барьер стало легче, то есть мы сумели катализировать реакцию синтеза. Этот эффект тем сильнее, чем больше плотность электронного облака. Для наших целей она должна быть чрезвычайно велика — примерно 10^25 электронов в см3. Для сравнения: в самом плотном, электронном газе в металлах эта величина в тысячи раз меньше; то же можно сказать и о достигнутой сейчас рекордной плотности горячей плазмы (при сжатии вещества лазерным излучением) — она недостаточно велика для практически значимых результатов. Вообще, принцип компенсации зарядов широко распространен в природе. Так, несмотря на то, что атомы состоят из положительных ядер и отрицательных электронов, в целом они ведут себя как нейтральные частицы. Однако их размеры столь велики по ядерным масштабам, что это свойство не помогает
ядрам осуществить слияние. Возьмем один из гидридов легких металлов — соединение бора с водородом (декаборан). В качестве образующего гидрид бора выберем такой его изотоп, который способен поглощать медленные нейтроны и, становясь при этом радиоактивным, сразу разваливаться на части. А вместо водорода используем дейтерий, тритий или их смесь. Итак, получим кристалл такого гидрида. Ядро металла, поглотив нейтрон, делится, и его осколки разлетаются в стороны с около световыми скоростями. Это оказывается столь неожиданным для электронов, составлявших оболочку пережившего крушение ядра, что они не успевают сразу среагировать на его исчезновение и на некоторое время задерживаются в теперь уже дефектной — без центрального атома — ячейке кристалла. Что же получилось? Самого атома уже нет, а его электроны остались. И в этот момент в данном месте будет много избыточных электронов, среди которых вынуждены блуждать ядра изотопов водорода. А значит, создается благоприятная обстановка для экранирования их зарядов. Однако столь желанные для нас лишние электроны попытаются как можно быстрее покинуть ячейку, где их вдруг стало чересчур много, и, чтобы продлить действие плотного электронного облака, надо постараться их удержать. Для этого предварительно подвергнем кристалл сверхвысокому давлению, например, в струе кумулятивного заряда. Тогда атомы в нем настолько тесно упакуются, что между ними как бы не останется просветов, через которые могли бы проскочить электроны. Расчеты показывают, что тут требуются давления в несколько миллионов атмосфер (Опубликованы в Журнале технической физики, т. 61, вып. 8, 1991). Самой интересной чертой этого множества заряженных частиц является то, что оно ведет себя как целостная квантовая система — квазимолекула, которая обладает огромным числом возможных состояний. Перебрать все допустимые конфигурации шести ядер и нескольких десятков электронов не под силу и суперкомпьютеру, но нас интересуют только те, которые перспективны с точки зрения ядерного синтеза. Итак, ядра водорода устремляются к центру ячейки, но по мере их сближения возникает отталкивание, так что в результате они расположатся на расстоянии в 0,2— 0,4 ангстрема от центра. Для слияния ядер наиболее выгодна такая позиция, когда два из них находятся вблизи центра, а остальные четыре окружают их, образуя внутреннюю оболочку ячейки. Можно предположить, что в кумулятивной струе, во-первых, средняя плотность электронов в ячейке достигнет той самой величины 10^25 см3, которая, как
было сказано, требуется для эффективного экранирования. Во-вторых, из-за большого числа электронов, участвующих в образовании химической связи между двумя ближайшими к центру ядрами, равновесная дистанция между этими ядрами будет в 10—20 раз меньше, чем в обычных водородсодержащих соединениях, и составит примерно 0,1 ангстрема. В-третьих, так как электроны относятся к фермионам (подчиняются статистике Ферми — Дирака, при которой в каждом квантовом состоянии может находиться не более одной частицы), для них не хватает нижних энергетических уровней и они выталкиваются на верхние, причем сохраняют большую энергию столь долго, сколько существует вся квазимолекула. Все вместе эти особенности поведения электрон-ядерного коллектива должны, благодаря чисто химическим эффектам, привести к достаточно интенсивному слиянию ядер — вероятность туннелирования становится примерно такой, какая требуется для практической применимости этого процесса. А это значит, что при ударном взаимодействии кумулятивных струй, можно провести реакцию синтеза в кристалле гидрида бора, точнее — в радиационном дефекте этого кристалла. Таким образом, можно предположить, что туннелирование будет происходит за счет преодоления кулоновских сил отталкивания между ядрами при экранировании (компенсации) электронами положительных зарядов ядер дейтерий-тритий в вырожденном газе. Это газ, в котором частицы тождественны в проявлении волновых свойств, то есть это квантовый газ. Вырождение газа наступает, когда длина волны частицы соответствует энергии теплового движения и становиться сравнимой со средним расстоянием между частицами (равновесное расстояние около 0,1 ангстрема). Средняя плотность электронов в вырожденном газе достигает величины 10^25 см3, достаточной для эффективного экранирования сил отталкивания ядер изотопов водорода. В образовании связи между двумя ядрами изотопа водорода (термоядерный синтез) участвуют электроны вырожденного газа. Электроны с нижних энергетических уровней выталкиваются на верхние с сохранением высокой энергии (тождественность частиц), пока сохраняется состояние вырожденного газа. Таким образом, благодаря особенностям поведения электронов и ядер в вырожденном газе вероятность подбаръерного туннелирования возростает и способствует слиянию ядер (ядерный синтез). Вырожденный (квантовый) газ, как было сказано, может образоваться из гидрида лития или бора при сжатии в обратноконической выемке одиночного кумулятивного заряда, когда скорость истечения струи, образованной из гидрида металла, возрастает до 100 км/сек, а температура в струе доходит до
300 тыс. градусов. При последующем ударном взаимодействии встречных струй происходит скачкообразный рост температуры и дальнейшее уплотнение (сжатие) струи, которая обладает свойствами вырожденного газа. В уплотнившемся сгустке вырожденного газа начинается слияние ядер дейтерия и трития с образование нейтронов и выделением энергии. Нейтроны захватываются ядрами бора с последующим распадом на устойчивые ядра бериллия и гелия, при этом дополнительно выделяется энергия. Начиная с момента ударного взаимодействия встречных струй, рост температуры и давления происходит не только за счет преобразования кинетической энергии, но и в результате термоядерных реакций в сгустке, то есть процесс слияния ядер приобретает лавинообразный характер. Ближе всего по уровню концентрации энергии для этой цели, как было сказано, могут оказаться кумулятивные заряды, в частности, заряды с отражающими линзами или фигурными полостями.
1 - короткоимпульсный детонатор; 2 - отражающая линза из сверхтвердого материала; 3 - облицовка из декаборана (термоядерная начинка); 4 -обратноконический кумулятивный заряд; 5 - обратноконическая выемка кумулятивного заряда. Отражение взрыва от линз ведет к наращению мощности кумулятивной струи, которая еще больше увеличивается при обратноконической форме выемки кумулятивного заряда. Одновременный (короткоимпульсный) подрыв нескольких кумулятивных зарядов, расположенных равномерно на поверхности сферы соплами (выемками) навстречу друг к другу, позволит еще больше увеличить концентрацию энергии в центре сферы, то есть в точке встречи кумулятивных струй. Наиболее плотная упаковка 14 кумулятивных зарядов достигается при расположении их в сфере, выемками (соплами) попарно навстречу друг к другу.
Даже в одиночной кумулятивной струе "сминаются" внутренние оболочки электронов, о чем свидетельствует рентгеновское излучение, сопровождающее подрыв обратноконического кумулятивного заряда с отражающей линзой, то есть образуется вырожденный газ. Высокая концентрация энергии может быть достигнута в фигурной замкнутой полости кумулятивного заряда. Фигурная полость образуется вращением Архимедовой спирали. При взрыве кумулятивного заряда давление в центре фигурной полости достигает 1- 5 млн. атмосфер. Увеличение продолжительности сжатого состояния вещества при ударном воздействии встречных кумулятивных струй расширяет число возможных претендентов на термоядерный синтез ядер. Возможность слияния ядер водорода с ядрами легких элементов ограничена уменьшением эффективного сечения ядерной реакции для протона. Использование не водорода, а его изотопов - дейтерия и трития увеличивает эту возможность. К тому же водородные соединения элементов (гидриды) для хранения и использования более предпочтительны, чем сам водород, так как расстояние между ядрами атомов водорода в его соединениях меньше, чем между ядрами в самой молекуле водорода. Иными словами, плотность упаковки ионов водорода в его соединениях выше, что видно при сравнении их плотности. Как указывалось выше, академик Сахаров А.Д. выбрал гидриды лития (дейтерия+трития) для начинки водородной бомбы. А вот какой дурак обозвал гидрид лития гудроном (так в войсках заставляли называть гидрид лития), остается загадкой. Стремясь всех переплюнуть по мощности взрыва (достигли мощности почти в 50 мегатонн), разработчики водородной бомбы увеличивали количество гидрида лития и урана-238, пока бомба не потеряла устойчивость в дежурном режиме, и встал вопрос о ее замене. Заменили на менее мощную, но более устойчивую, и оказалось, что надобность в дозиметристах отпала. Это обстоятельство дало мне шанс на демобилизацию, и я этим шансом воспользовался. А теперь конкретика. К примеру, среди соединений бора с водородом имеются стабильные (во времени) и твердые вещества - декаборан В10Н14. Если заменить водород на его изотопы дейтерий+тритий, то получим исходное вещество для облицовки обратноконической выемки или фигурной полости кумулятивных зарядов. Бор выбран здесь не случайно. Реакция ядра атома бора с протоном (ядром атома водорода) протекает с выделением энергии и требует не очень больших энергетических затрат для инициирования.
р + В = Ве + Не + Е; Существует другая реакция, которая тоже идет с выделением энергии, но требует постороннего источника нейтронов: n + B = Li + He + E; А в ядре изотопов водорода (дейтерия и трития) нейтронов явный переизбыток и, связанная с этим нестабильность ядра, что по настоящему нам (дозиметристам) отравляло жизнь (в прямом и переносном смыслах). Кроме того, выбор бора обусловлен еще тем, что вышеприведенные реакции могут быть инициированы ударной волной даже обычного взрывчатого вещества. Так, по крайней мере, утверждается в популярных изданиях. ВАКУУМНАЯ БОМБА состав для снаряжения объемно-детонирующего боеприпаса Заявка № 93010091\23(009691) «Состав для снаряжения объемнодетонирующего боеприпаса» с приоритетом от 23.02.1993 года. Наверное, всем известно, что горючие (в т.ч. углеводородные) смеси в воздухе способны взрываться с выделением энергии в ограниченном объеме воздуха за короткий промежуток времени. В 1960 году 6 ноября (накануне праздника) в Омске взорвался мелькомбинат. В то время я служил в ракетной части. До прилета комиссии КГБ из Москвы местным властям запретили что-либо трогать. Но местные власти на свой страх и риск попросили опытных военных минеров-саперов оценить ситуацию и сделать предварительное заключение. Здание мелькомбината старинной постройки (с толстыми кирпичными стенами) после взрыва сложилось как карточной домик, завалив кирпичами две смены рабочих. В оценке ситуации участвовал наш подполковник минер-фронтовик. Он впоследствии рассказывал, что ему приходилось взрывать подобные здания. На это уходило от 300 до 500 кг тротила. Но, чтобы стены упали во внутрь, необходимо располагать заряды снаружи стен по всему периметру, а фундамент мелькомбината был цел, без всяких следов взрыва. Первая версия, что взорвалась мучная пыль, была правильной, но не полной. От простой (случайной) искры взрыв мучной пыли не мог вызвать столь катастрофические разрушения. Осталась самая правдоподобная версия – произошел не обычный взрыв (быстрое горение), а мучная пыль под воздействием дополнительного детонирующего заряда, например из тротиловых шашек, сдетонировала. А это уже диверсия - очень грамотно и точно осуществленная местными революционерами. Так впервые я познакомился с действием объемно-детонирующего состава.
Эту способность горючих смесей (в т.ч. углеводородов) к детонации использовали американцы в военном деле для проделывания проходов в минном поле. Сжиженный пропан распыляли (диспергировали) в воздухе над минным полем и подрывали смесь. В результате детонировали мины, но не все, так как добиться одинаковой концентрации жидкого пропана при диспергировании, то есть достичь одинаковой силы взрыва над поверхностью минного поля в полевых условиях очень трудно. Основная причина – узкие пределы взрываемости большинства углеводородов. Для пропана от 2,4 до 9,5% объема газа в воздухе, для бутана от 1,9 до 8,4%. Составы на основе этих веществ требуют, кроме применения инициирующего заряда, вызывающего первый этап взрыва, еще дополнительного детонирующего заряда, например из тротиловых шашек, которые предназначены для усиления инициирующего заряда. Иначе закопанные в землю мины даже не пошевелятся. Есть составы с очень широким пределом взрываемости. Это, например, водород, окись этилена, ацетилен и т.п. Но в полевых условиях использование этих веществ в чистом виде затруднительно по разным причинам, на которых здесь останавливаться не стоит. Целью предлагаемого изобретения является упрощение инициирования взрыва, расширение пределов взрываемости при сохранении безопасных условий в полевых условиях при снаряжении, хранении и транспортировке вакуумной бомбы. Состав для снаряжения вакуумной бомбы содержит ацетилен, растворенный до насыщения в ацетоне, причем количество ацетилена в растворе ацетона составляет 0,49-0,57 мольных долей. Для химика это не абракадабра, а таблица умножения. Обязательные подробности (для химиков). Суть предложения заключается в том, что изменением агрегатного состояния ацетилена регулируют его детонационную стойкость. Взрыв газообразного ацетилена от инициирующего взрывателя сопровождается ростом давления. При этом возникает ударная волна, на фронте которой происходит скачкообразное повышение плотности, давления и температуры. Эндотермичность ацетилена обуславливает детонационную способность, особенно при концентрации от 6,5 до 15% об. в смеси с воздухом. Взрывной распад ацетилена происходит при превышении критического давления всего до 0,06 МПа – это важно запомнить! В растворенном же состоянии ацетилен теряет (временно) способность к детонации. Под давлением 1,5 МПа ацетилен очень хорошо растворяется в ацетоне. Это обстоятельство очень важно, так как иначе пришлось бы сжижать
ацетилен до жидкого состояния (большие давления и низкие температуры), что в полевых (партизанских) условиях практически невозможно. Напомню еще раз – при давлении выше 0,06 МПа возможен взрывной распад (детонация) паров ацетилена. Растворенный же в ацетоне ацетилен приобретает детонационною устойчивость, что позволяет повысить давление при растворении в ацетоне до 3,5 МПа (для увеличения доли ацетилена в ацетоне) без всякого риска детонации. Облегчение создания оптимальных концентраций (6,5-15%) вызвано тем, что оба компонента предлагаемого состава обладают довольно большими пределами взрываемости и низкими температурами кипения. Для ацетилена – от 2,5 до 80%, то есть практически любая концентрация ацетилена, достижимая в полевых условиях, способна взрываться (детонировать). Таким образом, предлагаемый состав для снаряжения вакуумной бомбы, при условии хорошего диспергирования его в воздухе, способен к детонации. При этом происходит химическая реакция паров ацетилена в тонком слое при превышении давления всего на 0,06 МПа, что легко достичь. Этот слой способен распространяться вширь со скоростью 9 км/с. Детонация паров ацетилена сопровождается мощной ударной волной, так как выделение энергии взрыва происходит за более короткий промежуток времени – в 6-8 раз меньший, чем при обычном взрыве. Для достижения оптимальной детонационной концентрации (6,5-15%) ацетилена, растворенного в ацетоне до насыщения, служит специальное устройство для диспергирования (распыления) предлагаемого состава в воздухе. Собственно вакуумная бомба состоит из цилиндрического корпуса, на концах которого расположены патрубки, предназначенные для размещения вышибных пороховых зарядов. Внутри корпуса имеются два одинаковых поршня (обтюраторы), которые снабжены капсюль-детонаторами. Цилиндрический корпус вакуумной бомбы имеет посредине расслабляющую проточку, в которой просверлены разнонаправленные отверстия (сопла), закрытые в транспортном положении разрывными мембранами. Диспергирование содержимого вакуумной бомбы осуществляют путем одномоментного подрыва вышибных пороховых зарядов в патрубках. Импульс равновеликих встречно направленных сил давления пороховых газов обеспечивает распыление состава в виде облака, отдаленно напоминающего эллипсоид вращения. В начальной стадии движения поршней под действием пороховых газов навстречу друг к другу в замкнутом объеме вакуумной бомбы происходит резкое повышение давления и разрушение разрывных мембран. Состав сильными и тонкими разнонаправленными струями выбрасывается через сопла в воздух. При дальнейшем движении поршней навстречу друг к
другу давление в корпусе продолжает расти, что приводит к разрыву цилиндрического корпуса вакуумной бомбы по расслабляющей проточке. Остатки состава выбрасываются в воздух через образовавшийся кольцевой зазор. Половинки корпуса вакуумной бомбы отбрасываются в обратном направлении, поршни ударяются друг об друга. При этом срабатывают капсюльдетонаторы. Образовавшееся облако из смеси паров ацетилена с ацетоном детонирует. Скорость распространения детонации составляет до 9 км/с. Возникает сильная ударная волна, направленная от центра облака к периферии, а впоследствии возникает вакуум на месте облака, что вызывает обратную ударную волну. Такая раскачка стен и перекрытий способна разрушить любое сооружение (в т.ч. человеческий организм). При весе вакуумной бомбы в 1,5 т сила взрыва предлагаемого состава эквивалентна силе взрыва 10 т тротила. И все это за счет грамотного использования детонационной способности смеси ацетилена с ацетоном в нужное время и в нужном месте. ЗАСЕКРЕЧЕННЫЙ ПРОЕКТ А теперь о другой бомбе - метеорологической, которой вроде бы обладал СССР и которой так любил Хрущев стращать американцев. В начале 60-х годов приходилось бывать на ракетном полигоне, где запомнилась местная достопримечательность - общежитие для командированных, носившее гордое имя “дом Чайковского”. Само строение представляло из себя помпезное сооружение типа дворца культуры, переделанное в казарму и в котором в полном беспорядке располагались армейские койки в количестве не менее 100 шт. Свое название это временное пристанище для командированных получило от постоянного звона будильников, будивших на службу своих хозяев и их невольных страдальцев почти круглые сутки. Мне с соседом по тумбочке повезло — им оказался физик из Пулковской обсерватории, работавший на полигоне в службе точного времени, и поэтому наверно, не имевший своего будильника. А если серьезно, то мой сосед оказался весьма осведомленным собеседником в самых разных вопросах. С ним было интересно, несмотря на большую разницу в возрасте, проводить в беседах время. Мест отдыха на полигоне не было, качество досуга было низкое. Несмотря на «сухой закон», большинство вечерами пили водку или считали звезды через дыры в крыше или совмещали и то, и другое в разных вариантах. За давностью лет я уже забыл имя своего соседа, но его рассказ мне врезался в па мять. Сенсационность услышанного поразили меня, но не только это. Безмерный цинизм и безграничная жестокость проекта произвели на меня
столь глубокое впечатление, что и по прошествии более чем 40 лет я отчетливо помню содержание рассказа осведомленного физика из Пулковской обсерватории. Суть проекта состояла в глобальном изменении климата за весьма короткое время в районе Арктики, т.е. северной части Атлантического океана. Возможность изменения климата была высказана учеными палеоботаниками, обнаружившими на арктическом побережье и на островах Ледовитого океана остатки богатой растительности в слое вечной мерзлоты. Гипотетическая возможность глобального изменения климата была воспринята оголтелой частью большевиков в качестве руководства к действию, политбюро ЦК ВКП(б) выдало задание и обеспечило деньгами широкое исследование Арктики. Появился специальный институт, организовали небывало масштабное исследование климата с помощью экспедиций типа СП, начиная от Папанина и кончая скандальной деятельностью Минводхоза СССР. Морская вода играет роль аккумулятора тепла, потому что поглощает тепловое излучение лучше льда. Кроме того, при конденсации паров воды, приносимых ветрами из других районов, выделяется много тепла в атмосфере. В сев. Ледовитом океане, на глубине между 5 и 150 м, наблюдается резкое увеличение солености, которое ограничивает глубину перемешивания поверхностного слоя воды толщиной в 20 м. Это означает, что северный ледовитый океан действует как мелководный бассейн. Ежегодный приток пресной воды сибирских рек усугубляет эту особенность. Ученые установили, что отсутствие перемешивания морской воды на всю глубину океана препятствует разбавлению пресной воды морской. Наличие пресной воды на поверхности океана способствует быстрому замерзанию воды и нарастанию толщины ледового покрова. Другими словами, если бы весь столб морской воды имел примерно одинаковую соленость, то лед не смог бы образоваться, так как перед этим морская вода должна была бы охладиться до минусовых температур. В этом случае охлаждения арктического воздуха зимой было бы недостаточно, чтобы вызвать замерзание всей поверхности океана с образованием сплошного ледового покрова. Граница распространения ледового покрова полностью повторяет границу солености, соответствующей 34‰. Не следует упускать возможность обмена с более теплыми водами (Гольфстрим) низких широт за счет притока теплых вод из Атлантики и оттока холодных вод (Куросио) через Берингов пролив в Тихий океан. Ледовый покров
в значительной мере снижает тепловое взаимодействие морской воды с атмосферой. Кроме того, лед и снег хорошо отражают солнечное тепло обратно в атмосферу. Ученые установили, что лед в районе Арктики обновляется в среднем за 3 года. Такая быстрота обусловлена опреснением шельфа Ледовитого океана стоком великих сибирских рек. Если бы удалось ежегодно хоть на 30% сократить приток пресной воды в Арктику, то за 10 -15 лет можно было бы прекратить опреснение океана и, как следствие, уменьшить площади, занятые льдом. Известно, что морская вода поглощает во много раз больше тепла, чем лед, поэтому параллельно с осолонением океана произошло бы неизбежное таяние льда. Освобождение Арктики от ледового покрова способствовало бы продвижению Гольфстрима далее на восток вдоль побережья Сибири, т.е. процесс изменения климата приобрел бы глобальный и необратимый характер. Все вышеизложенное это причины. А какие последствия глобального изменения климата так заинтересовало большевиков, что исследование Арктики стало сверхгосударственной задачей для нескольких поколений кремлевских правителей? Первое следствие потепления в Сов.Арктике — это соответствующее похолодание в Западной части Арктики. Причем было подсчитано, что похолодание должно было распространиться до Флориды. Второе следствие - затопление большей части Западной Европы за счет таяния льдов Ледовитого океана. Таким образом большевики мечтали расправиться со всем капиталистическим миром, легко и просто завоевать мировое господство. Глухое упоминание о возможности глобального изменения климата появилось в начале 60-х годов в виде угрозы использовать метеорологическую бомбу в борьбе с капитализмом. С угрозами особенно усердствовал тогдашний руководитель Хрущев. Американцы, чтобы успокоить свое население, обещали перекрыть плотиной Берингов пролив, тогда опреснение и последующее олединение Ледовитого океана началось бы снова. Третье следствие - потепление в Арктике привело бы к постепенному исчезновению вечной мерзлоты на севере Сибире. Тогда природный газ, запечатанный сегодня в виде крсталлогидрата в слое вечной мерзлоты, стал бы доступным для добычи. Если сейчас говорят о несметных богатсвах Сибири, то после таяния вечной мерзлоты будут говорить о неисчерпаемых за многие сотни лет запасах природного газа(это практически вся тундра и почти весь шельф сев.Ледовитого океана). Но у большевиков были и мелкие цели — за счет таяния вечной мерзлоты на просторах Сибири в тундре создать кормовую базу для советского поголовья
скота. Всего 10 десять тысяч лет назад на месте теперешней тундры были богатые пастбища, и круглый год паслись стада мамонтов. А самые близкие цели излагались в постановлениях ЦК — проект поворота сибирских рек должен был обеспечить среднеазиатские республики водой для орошения хлопковых полей. Для осуществления этого дьявольского плана Минводхозу не хватило одной пятилетки, так что планы были вполне реальными. К слову сказать разработка атомной бомбы началась со статьи о цепной реакции деления ядер урана в 1939 году, и закончилась Хиросимой в 1946 году. Даже с учетом спешки военного времени разработка заняла семь лет. Большевики пытались необратимо переделать климат всего за 10-15 лет. Это, повидимому, и была метеорологическая бомба. Писатель Залыгин пытался в одиночку дискредитировать деятельность Минводхоза, что бы хоть как-то остановить этого монстра по "обустройству" планеты по большевистскому плану. Среди большевиков не было абсолютного единства относительно глобального изменения климата. Таяние вечной мерзлоты привело бы к исчезновению русского Поморья, поэтому наиболее националистически настроенная часть элиты выступала против этого плана, требовали его доработки относительно Севера европейской части СССР. Но в целом план был одобрен, выделялись и осваивались огромные, переходящие из пятилетки в пятилетку, средства. Минводхоз закончил рабочее проектирование по строительству мощных насосных установок для перекачки воды на первом этапе из Иртыша в Каму. Далее следовали проекты каналов по отводу пресной воды из сибирских рек в высыхающее море Арал. Основной упор делали на строительство каналов по переброске воды сибирских рек в Ср.Азию. Но тут развалился СССР, и проекты остались на бумаге. А сладкая мечта об уничтожении или, хотя бы, об ослаблении западной цивилизации осталась. Время от времени кто-нибудь из заплесневелых шовинистов и сейчас под "благовидным" предлогом вспоминает о проектах переброски сибирских рек в Ср.Азию, подразумевая конечную цель – уничтожение западной цивилизации и получение контроля в будущем над мировыми запасами природного газа на многие сотни лет.
Требования к строительству нефтяных скважин СКВАЖИНОЙ нефтяной залежи называется разработочная скважина, оснащенная фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольноизмерительными приборами и предназначенная для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ 39.039-76). Возможность использования изделия или сооружений по назначению зависит от их состояния. Состояние скважины нефтяной залежи определяется техническим состоянием элементов конструкции скважины: обсадных колонн, цементного камня, устьевого оборудования скважины; состояния призабойной зоны пласта; техническим состоянием внутрискважинного и устьевого эксплуатационного оборудования. Заканчивание скважин Под закачиванием понимают работы, выполняемые после достижения стволом скважины кровли продуктивного пласта и до ввода ее в эксплуатацию, а именно: 1) бурение в продуктивных пластах; 2) исследование скважин геофизическими приборами и с помощью испытателей (опробователей) пластов; 3) спуск и цементирование обсадной колонны; 4) оборудование устья скважины; 5) вскрытие пласта (перфорация) и освоение скважин. Бурение в продуктивных пластах. При этом необходимо обеспечить возможно большую сохранность естественных коллекторских свойств пласта, не допускать проникновения в пласт бурового раствора и частиц пробуренной породы, закупорки пор и в результате уменьшения проницаемости пласта. Для такой цели снижают противодавление на пласт и применяют высококачественные буровые растворы, имеющие минимальную водоотдачу или растворы на углеводородной основе. При благоприятных геологических условиях продуктивный пласт разбуривают с продувкой скважины воздухом или газом. В процессе проходки продуктивных пластов в разведочных скважинах используют только колонковые долота при сплошном отборе керна для изучения строения и свойств горных пород-коллекторов.
Исследование скважин. При исследовании продуктивных пластов в разведочных скважинах, проводят полный объем геофизических работ, в том числе по определению толщины, пористости и проницаемости пластов. При исследовании добывающих скважин в процессе бурения ограничиваются изучением шлама и результатами некоторых видов геофизических исследований в целях определения угла наклона и азимута ствола скважины, а также уточнения толщины и интервалов залегания продуктивного пласта, его пористости и проницаемости. В необходимых случаях испытывают (опробовают) пласты в открытом стволе с помощью трубного испытательного инструмента и опробователей пластов, спускаемых на кабеле, которые обеспечивают вызов притока нефти (газа) под действием резкого перепада давлений. По результатам оценивают добывные возможности скважин и фильтрационные характеристики пласта (проницаемость, гидропроводность). Спуск и цементирование обсадной колонны. При положительных результатах испытаний в скважину спускают колонну обсадных труб, а пространство между стенками скважины и обсадной колонной заполняют цементом с целью укрепления ствола, а также изоляции водоносных пластов от газоносных и нефтеносных. Если продуктивный пласт сложен крепкими породами (известняками, доломитами), обсадную колонну спускают до кровли, оставляя открытым забой. Если же он сложен из рыхлых, осыпающихся пород, то обсадную колонну, как правило спускают ниже подошвы продуктивного пласта. Цементирование скважины производят с помощью специальных агрегатов, закачивающих раствор через заливочную головку в обсадные трубы, в которых предварительно устанавливают деревянную (пластмассовую) пробку с манжетами и центральным отверстием. После закачки объема цементного раствора, необходимого для заполнения затрубного пространства, устанавливают вторую глухую пробку, после чего порция цементного раствора продавливается в заколонное пространство с помощью глинистого раствора. Оборудование устья скважин производится после определения высоты подъема цементного раствора в заколонном пространстве. Обсадные трубы подвешивают на колонной головке, герметизирующей также затрубное пространство. Вскрытие пласта в скважинах, на забой которых спущена обсадная колонна или хвостовик, не имеющий отверстий, производят с помощью специальной прострелочной аппаратуры, спускаемой на кабеле через колонную головку. Прострел отверстий в стенках обсадных труб и цементном кольце осуществляется несколькими типами перфораторов: кумулятивными,
пулевыми, торпедными. На практике наиболее широко применяют кумулятивные перфораторы, позволяющие создавать каналы диаметром 16-18 мм и длиной 200-250 мм. Освоение скважин Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме. Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости (замены бурового раствора водой или нефтью), либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Для вызова притока путем замены бурового раствора скважину оборудуют по схеме, приведенной ниже. На устье устанавливают специальную арматуру, а в саму скважину, как правило до фильтра, спускают трубы. Эти трубы и арматуру используют в дальнейшем при эксплуатации скважины. Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам (которые в данном случае выполняют роль промывочных) поступает на поверхность и через задвижку попадает в приемный чан. Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция ее (нефть, газ) направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку. Если после замены раствора пласт себя не проявляет, то воду в стволе можно заменить нефтью или водовоздушной смесью. Схема промывки при этом несколько усложняется, но в принципе остается такой же. Во многих случаях используют компрессорный способ вызова притока, при котором промывка водой или осуществляется кратковременно (лишь для разжижения раствора), или вовсе не проводится. В затрубное пространство с помощью компрессора (обычно передвижного) нагнетают воздух или газ, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве доходит до нижнего обреза (башмака) центральных труб, газ по ним прорывается на поверхность, газирует находящуюся в них жидкость, что приводит к значительному снижению ее плотности. Жидкость вместе с газом выбрасываются на поверхность, давление на забое понижается (обычно
довольно резко), вследствие чего продукция из пласта начинает поступать в скважину. Компрессорный способ обычно применяют в случаях плотно сцементированных коллекторов, так как в рыхлых породах резкое снижение забойного давления может привести к разрушению и выносу их в больших количествах в скважину, что может существенно осложнить ее дальнейшую эксплуатацию. После вызова притока добывающая скважина некоторое время самоочищается от остатков буровой грязи, а затем после комплекса исследований переводится на нормальную эксплуатацию. В нагнетательных скважинах очистка от буровой грязи осуществляется длительным извлечением жидкости из пласта (дренированием пласта) и последующей интенсивной промывкой ствола водой. Наличие грязи в призабойной зоне пласта и стволе нагнетательной скважины может привести к закупорке пор пласта, вследствие чего скважина не будет принимать воду. После очистки ее переводят на пробное нагнетание, в процессе которого проводят цикл исследований. По завершении исследований скважину сдают в эксплуатацию. Конструкция скважин и призабойной зоны В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно-, двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной.
СХЕМА скважины; нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления. 1 – пакер; 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 – цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная колонна; 9 – извлекаемая скважинная жидкость. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним предусматривает изготовление труб и муфт с короткой и удлиненной треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ) и безмуфтовых труб с трапецеидальной резьбой типа ТБО в двух исполнениях Д и Б по точности и качеству. Диаметр обсадных труб: от 114 мм до 508 мм. Для эксплуатационной колонны используют трубы диаметрами от 114 мм до 219 мм. Наиболее широко применяют трубы диаметрами 146 и 168 мм. Для предотвращения повреждения обсадных труб и муфт при спуске их в скважину низ колонны оборудуют башмаком длиной 300500 мм. Конструкцию призабойной зоны выбирают в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта, наличия в кровле и подошве водоносных горизонтов и других факторов. Наиболее распространены следующие конструкции призабойной зоны. Конструкции призабойной зоны скважины:
1 - обсадная колонна; 2 - фильтр-хвостовик, 3 - пакер; 4- цементное кольцо; 5 перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик 1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Разбуривают цементировочные пробки и углубляют скважину до подошвы пласта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то ствол оставляют открытым (рис. а), если же он сложен рыхлыми породами, то против продуктивного пласта устанавливают фильтр-хвостовик (рис. б) либо продуктивный пласт разбуривают
долотом такого же диаметра, каким разбуривались вышележащие горизонты, а затем спускают эксплуатационную колонну с оборудованным внизу фильтром (рис. в). 2. Скважину бурят ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, и после ее цементирования перфорируют стенку трубы и цементное кольцо. Конструкцию призабойной зоны выполняют либо без хвостовика, либо с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне (рис. г и д). Конструкция призабойной зоны с не закрепленным обсадной колонной забоем обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока жидкости (газа) в скважину, так как имеет наибольшую поверхность сообщения с продуктивным пластом. Вместе с тем она не гарантирует надежное разобщение и изоляцию нефтегазоносных и водяных пластов. Поэтому такую конструкцию применяют только в скважинах, пробуренных на однородные продуктивные пласты, не имеющие отдельных пропластов и глинистых перемычек. В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40-50 на 1 метр длины. Иногда вместо металлических фильтров-хвостовиков забой скважин оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. Оборудование устья. После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.). Фланцевые соединения унифицированы и обеспечивают возможность установки на всех типах колонных головок. Скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, оборудуют головками с клиновой подвеской труб, которые отличаются легкостью монтажа. Эксплуатационная колонна зажимается клиньями и проходит через пакер с уплотнительными кольцами. Верхний конец колонны после ее подвески на клиньях приваривают к катушке. После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения
цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок. Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо "стоп" и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, та устье необходимо оборудовать соответствующим образом. Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20% превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны. Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже: Диаметр колонны, мм 426-377 324-273 245-219 194-168 146-141 127-114 Давление на устье, кгс/см, не менее 50 60 70 75-80 100 120 Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 5 кгс/см2 при опрессовке давлением более 70 кгс/см2, и не более чем на 3 кгс/см2 при опрессовке давлением менее 70 кгс/см2. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления. В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность промывочной жидкости была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелой промывочной жидкости на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146 и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194 и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны). Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате. При испытании труб на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одним из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности является определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивления однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного
сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызвав снижением уровня в колонне приток воды и вновь замерив сопротивления, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне. После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор на 1-2 м ниже места течения, Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикатора. В последние годы стали широко использовать акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной. Анализом промыслового материала по потере устойчивости и герметичности колонн эксплуатационного фонда скважин на нефтяных месторождений Татарстана установлено, что смятию и разрыву сплошности колонн подвержены 159 скважин, из них 72,9% нагнетательных скважин и 27,1% добывающих. Интервалы деформации колонн приурочены, в основном, к отметкам кровли кыновских аргиллитов (До). Причем, в скважинах, где пласты продуктивного разреза разобщены с использованием полимерцемента, случаев нарушения колонн не зафиксировано. Оценка технического состояния эксплуатационных колонн нагнетательных скважин показала, что в первые 5 лет эксплуатации количество скважин с заколонной циркуляцией составило 43,7% от их общего числа, негерметичность колонн имеют 19,6% скважин, 22,7% - имеют нефтегазоводопроявления. Водоизоляционные работы составляют до 20% от общего объема работ, успешность которых не превышает в среднем 50-60%. Низкая эффективность водоизоляционных работ связана с отсутствием прямых методов диагностики причин возникновения осложнений, что затрудняет правильный выбор методов их ликвидации, а также малым ассортиментом тонкодисперсных тампонажных материалов. Особенности ремонта нагнетательных скважин. Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое.
До настоящего времени широкое распространение имеет способ снижения пластового давления как путем самоизлива, так и остановки скважины. Недостаток применения самоизлива обусловливается требованиями охраны окружающей середы, а остановки скважины - общим падением уровня пластового давления в отдельной зоне разрабатываемой площади, приводящим к снижению добычи нефти. Недостаток глушения скважины заключается в трудоемкости и дороговизне проводимых работ и ухудшении проницаемости призабойной зоны. Поэтому при подготовке нагнетательных скважин к ремонту необходимо исходить из конкретных условий разработки месторождения, отдельной площади или даже зоны. Если самоизлив обеспечивает быстрое снижение устьевого давления при закачивании пресной воды, то необходимо применять только этот способ. При закачивании сточных и других высокоминерализованных вод применение самоизлива можно рекомендовать только в том случае, когда возможны быстрые отбор и утилизация изливаемой воды. В видах РИР и технологии их осуществления в нагнетательных и нефтяных (газовых) добывающих скважинах больших различий нет, за исключением величины давления опрессовки эксплуатационной колонны после ремонта. На практике часто после РИР в нагнетательной скважине эксплуатационная колонна по всей длине испытывается на герметичность давлением, равными или несколько большим давления закачивания воды в пласт. Однако такому испытанию должен подвергаться лишь интервал колонны, в котором были проведены РИР; остальная ее часть должна быть изолирована пакером. Устье скважины. После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины. Азинмаш разработал варианты обвязки устья скважины применительно к следующим типовым конструкциям скважин: а) для одноколонной конструкции из обсадных колонн диаметрами 114, 141, 168 мм на рабочее давление 75 и 125 кгс/см2; б) для двухколонной конструкции из обсадных колонн 273Х Х168 мм и 299X168 мм на рабочее давление 125 кгс/см2; в) для трехколонной конструкции из сочетаний обсадных колонн 377X273X168 мм, 426X273X168 мм и 426Х299Х XI68 мм на рабочие давления 125, 200 и 300 кгс/см2. Благодаря конструктивным особенностям этих обвязок можно: а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;
б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой; в) контролировать давление в межтрубных пространствах. Для крепления (обвязки) двух обсадных колонн: технической диаметром 219 или 245 мм и эксплуатационной диаметром 146 или 168 мм предназначена самоустанавливающаяся муфты. Для подвески подъемных труб и герметизации затрубного пространства на устье скважины монтируют фонтанную арматуру. По типу соединений арматуры подразделены на фланцевые и резьбовые; по числу спускаемых рядов труб - на однорядные и двухрядные; по конструкции на тройниковые и крестовые (в последних выкидные линии отводятся не от тройников, а от крестовин); по размерам проходного сечения - на 100 и 63миллиметровые. 1. Требования к конструкции скважин Конструкция скважины выбирается в зависимости от геологического строения залежей, местоположения скважины на местности, требований охраны недр и окружающей среды. На месторождении принимается следующая конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. В целях перекрытия верхних неустойчивых пород, для предотвращения размыва устья скважины, а также для разделения питьевых вод спускается направление. Направление цементируется до устья качественным портландцементом тампонажным. Согласно протокола геолого-технического совета АО "ТН" от 23.07.96г. и РД 390147585-115-95 включать промежуточный кондуктор в конструкцию скважин рекомендуется при строительстве скважины в санитарно-защитных зонах (СЗЗ) и зонах строгого контроля питьевых источников. При использовании трехколонной конструкции обязательным условием является разобщение пластов, содержащих пресные воды, с целью предотвращения их истощения и засолонения, и спуск удлиненного направления до 60 метров. Исходя из геологических условий залегания гидрогеологических зон, первая самая верхняя зона активного свободного водообмена (верхняя пермь), содержащая пресные воды, и верхняя часть второй зоны (нижняя пермь) медленного водообмена должны быть надежно разобщены кондуктором. Непроницаемые разделы между водоносными пластами за кондуктором подлежат цементированию. На всех скважинах цемент за кондуктором должен быть поднят до устья. Для цементирования направления и кондуктора использовать портландцемент тампонажный ПЦТ-ДО-50, ПЦТ-ДО-100.
Эксплуатационная колонна предназначена для перекрытия продуктивного горизонта и разобщения вышерасположенных пород разреза, а также для обеспечения транспортирования скважинных и закачиваемых жидкостей. Применение 168 мм эксплуатационной колонны позволяет решать проблему контроля за разработкой отдельных нефтяных горизонтов, поскольку становится возможным применение глубинных насосов и спуск 114 мм колонны в случае выхода ее из строя. Бурение под направление вести на глинистом растворе. Бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну, до кровли продуктивного горизонта, вести на пресной технической воде или глинистом буровом растворе. Бурение продуктивного горизонта вести по общепринятым в АО "ТН" рецептурам: полимерного, глинистого, глино-мелового и др. буровых растворов. Применять замкнутую систему циркуляции бурового раствора с четырехступенчатым комплексом очистки от выбуренной породы. Исключить образование отработанного бурового раствора (ОБР) невозможно по геологическим условиям проводки скважин, когда производится замена бурового раствора на буровой раствор других свойств. Земляной амбар для бурового шлама, ОБР и буровых сточных вод, закладывается как инженерное сооружение. Дно и стенки амбара гидроизолируются слоем глины и ПГЗА (полиэтиленовая гидроизоляция земляных амбаров) и др., согласно РД -0147585-149-97. Бурение ведется кустовым способом, буровыми установками БУ-75, БУ-1600, БУ-2500 типов ЭП, ЭПМ, ДГУ, согласно " Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" М.1998г . Изоляцию зон осложнений при бурении рекомендуется проводить с помощью оборудования для локального крепления скважин согласно РД-39-0147585-16598. Для изоляции обводнившихся пластов или перевода скважины на нижележащие продуктивные пласты рекомендуется применять извлекаемые летучки РД-39-02-0147585-024-88 или пакер-гильзы РД-39-0147585-138-96. 2. Требования к методам вскрытия пластов и освоения скважин Вскрытие продуктивного пласта - важный этап строительства скважин, от которого зависят эксплуатационные параметры и продолжительность межремонтного периода. Основными способами вскрытия, рекомендованными для применения на месторождениях, являются: 1.Куммулятивная перфорация с помощью корпусных перфораторов ПК-105, ПК-
103 и др.; 2.Бесперфораторное вскрытие с использованием фильтра с кислотнорастворимыми заглушками (ОРВ, ФУ, УОС); 3.Вскрытие продуктивных пластов сверлением (ПС-112). Кумулятивная перфорация - самый распространенный способ вскрытия. Перфорацией достигается наиболее совершенная гидродинамическая связь продуктивного пласта со скважиной. Существенным недостатком является разрушающее воздействие на цементный камень, приводящее к преждевременному обводнению скважин. Вторичное вскрытие низкопродуктивных коллекторов при пластовом давлении, равном или близком к гидростатическому, рекомендуется производить перфораторами ПР-43 кумулятивного действия, спускаемых через НКТ. Применение данных перфораторов позволяет производить вскрытие на депрессии. Продуктивные пласты в водонефтяных зонах вскрываются кумулятивными перфораторами ПК-103/105, одиночными выстрелами по 1-5 отверстий за спуск. При этом создается надежная гидродинамическая связь с пластом при сохранении разобщения между нефтеносной и водоносной частью коллектора. После кумулятивной перфорации рекомендуется провести свабирование скважины. Перспективным является метод сверления эксплуатационной колонны перфоратором ПС-112. Этот метод применять в первую очередь в продуктивных отложениях с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине до 2-3м. Кроме того, возможно применение гидромеханической щелевой перфорации эксплуатационных колонн. В ТатНИПИнефть разработан гидромеханический способ вторичного вскрытия снарядом ПГМ-146-(168), спускаемым в скважину на НКТ. Данный способ значительно экономичнее сверления и применяется в колоннах 168мм, 146мм и 114мм хвостовиках. Рекомендуется провести работы по акустическо-химическому и кислотноимплозивному воздействию на продуктивный пласт, по общепринятым в АО "ТН" технологиям. Кроме того, рекомендуется провести испытания перфорационных систем фирмы "Перфотех": ПК-105, ПКО-89С, ПРК-42С. Этими перфорационными системами создаются каналы до 660мм. Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта предназначена для частичного восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта, ухудшенных в процессе первичного вскрытия (бурения), а также для снижения затрат на вызов притока и освоения скважины. На скважинах, где продуктивный горизонт сложен карбонатными отложениями,
рекомендуется, провести бурение и спуск эксплуатационной колонны до кровли продуктивного горизонта. Продуктивный пласт вскрыть долотом малого диаметра и оставить забой открытым или спустить хвостовик с кислоторастворимыми заглушками. Требования к системе продукции скважин и ППД Как пресные, так и добываемые (сточные) воды должны быть совместимы с пластовой водой и породой разрабатываемых горизонтов, поэтому образования отложений нерастворимых соединений в поровых каналах коллекторов можно избежать. В водах источников водоснабжения находятся во взвешенном состоянии вещества, представленные песчинками, глинистыми частицами, глобулами нефти, органическими веществами, а также коллоидными частицами в количествах выше допустимой нормы. С целью поддержания технологически приемлемого уровня приемистости нагнетательных скважин, закачиваемые воды должны очищаться от нефти и механических примесей до норм: содержание нефти в воде 60мг/л и мехпримесей до 50мг/л. Пресная вода рек подвергается очистке (как правило, только во время паводков) от мех.примесей путем коагулирования взвесей сернокислым алюминием, отстаиванием и последующим фильтрованием через песчаные фильтры. Содержание мех.примесей в очищенной речной воде составляет 5-6 мг/л. При транспортировке вода обогащается продуктами коррозии, вследствие чего содержание в ней мех.примесей перед закачкой в пласт достигает 10 мг/л. Летом появляется планктон плотностью = 1,0 и размером нескольких сот микрон. К пресной воде предъявляются следующие требования: - в воде не должно содержаться планктона и водорослей; - концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна превышать одной единицы на миллилитр воды; - температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение парафина; - закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не формировать осадков. Нефтепромысловую сточную воду очищают от нефти и мех.примесей путём фильтрования через гидрофобный жидкостной фильтр с последующим отстаиванием в динамических условиях. Отстоявшуюся воду через буферный резервуар откачивают в систему ППД. Основным требованием к качеству пластовых вод, подлежащих закачке в пласт, является размер загрязняющих ее частиц, диаметр которых должен быть: для пластов с лучшими коллекторскими
свойствами - 1,7 мк; для худших пластов - 1,2 мк. Кроме того, должны соблюдаться следующие требования: - собственная стабильность химического состава, исключающая выпадение осадков в пористой среде; - совместимость с водой, содержащейся в пласте; - повышенная нефтевымывающая способность, обусловливающая увеличение нефтеотдачи пласта; - низкая агрессивность, исключающая или сводящая к минимуму коррозионные процессы оборудования системы ППД; - высокая степень чистоты (низкое содержание кольматирующих поровое пространство взвесей и отсутствие ингибиторных гелей), обусловливающая максимальную длительность межремонтных периодов скважин и поддержание высокой степени приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с различными характеристиками, при низком давлении нагнетания; - температура воды должна исключать существенное охлаждение пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно в призабойной зоне; - закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород, вызывающий формирование гидратов окиси железа, выделение углекислого газа, усиление коррозии оборудования и обеспечивающий поддержание жизнедеятельности микроорганизмов; - при необходимости закачки в пласт сероводородосодержащих вод, это должно осуществляться через систему ППД в антикоррозионном исполнении, что позволит избежать самоглушения скважин в результате корродирования НКТ и другого оборудования; концентрация минеральных солей в пластовой, сточной воде при ее смешении с пресной или естественным разубоживанием, должна поддерживаться на уровне более 100 г/л, что позволяет подавлять жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий. Факторы, учитываемые при проектировании системы ППД 1. Водоемкость пласта может быть близка к нулю в связи с запечатанностью или его выклиниванием. 2. Может иметь место высокое противодавление со стороны других скважин (необходимо обеспечить снижение динамического уровня жидкости и отбор газа из затрубья). 3. Изначально высокое сопротивление чистого пласта движению жидкости может быть обусловлено низкой проницаемостью, неблагоприятным распределением пор по размерам и недостаточным для преодоления
сопротивления прилагаемого давления. 4. Возможен изначально грязный (непроницаемый) забой скважин после бурения или ремонтных работ. 5. Высокое сопротивление самих перфорированных отверстий и степень несовершенства вскрытия пласта так же является причиной низкой приемистости. 6. Низкое значение фазовой проницаемости воды для скважин, осваиваемых в нефтяной зоне - важный фактор сопротивления закачке вод. 7. Кольматация пор пласта собственными несцементированными частицами в начальной стадии закачки или кристаллами парафина в результате охлаждения пласта может быть внутренней причиной высокого сопротивления. 8. Высокая степень изначальной кольматации пор и заиленности призабойной зоны эксплуатационных скважин при их переводе в нагнетательные. 9. Одновременная закачка в пласты существенно различной проницаемости через один забой может привести к консервации слабопроницаемых пластов. Рекомендации по сокращению затрат на электроэнергию в системе ППД Сократить затраты на электроэнергию в системе ППД рекомендуется за счёт: - снижения объемов непроизводительно закачиваемых вод; - защиты системы от неконтролируемых сбросов загрязнителей от всех служб ТН; - уменьшения в воде объемов продуктов коррозии, генерируемых системой ППД; - исключения применения ингибиторов коррозии, формирующих гелеобразные системы в призабойной зоне нагнетательных скважин; - повышения культуры ремонтных работ всех видов, исключающих привнесение на забой нагнетательных скважин кольматирующей грязи; - снижения сопротивления призабойной зоны за счет повышения совершенства вскрытия забоя; - обеспечения поинтервальной закачки воды в пласт через открытый забой; - повышения качества закачиваемой воды; - постоянного использования естественных или механизированных изливов для очистки призабойных зон; - согласования темпов закачки и отбора жидкости в соответствующих группах скважин; - подавления (предотвращения) деятельности бактерий всех типов; - исключения попадания кислорода в закачиваемую воду.
Работы по восстановлению приемистости Для восстановления приемистости нагнетательных скважин необходимо: - создание новых каналов и трещин путем извлечения шлама и создание новых каналов с помощью гидроразрыва; - гидрофилизацию пор ПАВ; - гидропескоструйную очистку забоя; - применение растворителей; - промывки трубопроводов и призабойной зоны; - очистку воды в каскадном варианте с использованием метода утилизации шлама в скважины, принимающие воду с повышенным содержанием ТВЧ. Требования к деэмульгаторам Деэмульгаторы должны соответствовать следующим требованиям : - обеспечивать эффективное разрушение эмульсии при низких расходах, низкой температуре и стоимости; - обеспечивать снижение давления при перекачке эмульсий в системе НТС; - обладать ингибирующими свойствами или не усиливать коррозионные процессы; - обеспечивать получение чистой воды на объектах предварительного сброса и узлах подготовки нефти; - пик кривой распределения загрязнений в воде должен приходиться на область 20-30 мкм. Требования к ингибиторам коррозии Необходимость противокоррозионных мероприятий в системе ППД обусловлена высокой коррозионной агрессивностью транспортируемых вод (наличие H2S, O2, высокая минерализация). Основным методом защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепромысловых трубопроводов на сегодняшний день остаётся применение ингибиторов коррозии. Эффективность применения ингибиторов зависит от тщательного соблюдения технологии и рекомендаций по их использованию. Для защиты оборудования системы ППД можно рекомендовать ингибитор бактерицид СНПХ-1003, согласно инструкции по применению. Можно также рекомендовать применение ингибиторов коррозии СНПХ-6016, ЭС-2, Нефтехим. Ингибиторы подаются непрерывно на приём водяных насосов дозировкой 50150 г/м обрабатываемой среды. Рекомендуемые дозировки корректируются в процессе опытно-промысловых испытаний. Ингибиторы должны: - обеспечивать защиту оборудования от коррозии в интервале добывающая
скважина - забой нагнетательной скважины не менее 99% как для девонских, так и угленосных флюидов; - не формировать студнеобразных гелей на забое нагнетательной скважины; - быть совместимыми с деэмульгаторами, упомянутыми выше; - не оказывать отрицательного действия на качество сточных вод, выражающееся в повышении степени дисперсности загрязнений. Оборудование для обеспечения качественных вод в системе ППД Минерализованные воды Для получения качественных вод должны быть использованы аппараты типа АОСВ-2, ЖГФ, ОГ-200 и ОГ-50, Коалесцент, ПЖФ, Экон-2 в вариантах, обеспечивающих поставленные задачи. Поставка, обвязка и режим работы предопределяются по отдельным регламентам. В отдельных случаях должны быть использованы прискважинные фильтры, дозаторы ингибиторов коррозии, комплексы оборудования на УПН, ДНС, КНС согласно отдельным регламентам, контрольная аппаратура за расходом и качеством закачиваемых вод. Пресные воды На головных сооружениях необходимы блоки доочистки в составе фильтров, центрифуг, АОСВ, дозаторов, коагулянтов и бактерицидов, обескислораживающих установок. На КНС необходимы аппараты и установки типов Коалесцент, ПЖФ, Экон-2 "Торос". ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Охрана атмосферного воздуха На территории месторождения находятся п населенных пункта:. Контроль за состоянием воздушной среды в населенных пунктах в данный период не ведется, так как месторождение еще не разрабатывается и нефтепромысловых установок (ДНС, КНС, ГЗУ, ГЗНУ и др.) нет. С началом интенсивной разработки месторождения возникнет необходимость контроля за воздушной средой как на нефтепромысловых установках, так и в населенных пунктах. Для охраны воздушного бассейна необходимо : 1. Герметизация всей системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды. Соблюдение регламента и правил технической эксплуатации. 2. Полное использование и утилизация нефтяного газа. 3. На скважинах, оборудованных станками-качалками, устанавливать устьевые сальники двойного уплотнения. 4. Ликвидация нефтяных амбаров, открытых очистных сооружений.
Охрана поверхностных и пресных подземных вод Состояние вод поверхностных водоемов Основными показателями нефтепромыслового загрязнения является содержание хлоридов, сульфатов, содержание нефти и общей минерализации. Согласно СанПиНа 2.1.4.559-96 ПДК для этих показателей следующие: хлоридов - 350 мг/л, сульфатов - 500 мг/л, общая минерализация - 1000 мг/л, содержание нефтепродуктов суммарно - 0,1 мг/л. НГДУ на территории своей деятельности регулярно (ежемесячно) ведет контроль за водами поверхностных водоемов. В обеих точках вода содержит: хлоридов от 11.2 до 17.8 мг/л, сульфатов от 66 до 246 мг/л и общую минерализацию от 442.7 до 888.1 мг/л, что соответствует нормам СанПиНа. Разовый отбор проб на данных водопостах был произведен в мае 2000 года. Результаты химических анализов воды, вода в обоих пунктах отбора по основным параметрам качества соответствовала санитарным нормативам. В воде содержится: хлоридов 12 мг/л, сульфатов 151 и 161мг/л и общая минерализация 636 и 648 мг/л соответственно. Состояние пресных подземных вод питьевых источников Анализы проб воды проводились согласно ГОСТов. Для охраны и рационального использования водных ресурсов в первую очередь необходимо: 1. Гидроизоляция площадки под буровой и привышечными сооружениями, дна и стенок земляных амбаров путем укладки полимерных пологов. 2. Использовать герметичные циркуляционные системы и металлические емкости с последующей утилизацией жидких и твердых отходов. 3. Обеспечить герметичность насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений. 4. Своевременный ремонт и замена нефтепроводов и водоводов соленых вод, использование труб с антикоррозийными покрытиями и эффективными ингибиторами коррозии. 5. Утилизация в системах ППД всего объема добываемых попутно с нефтью пластовых вод. 6. Строительство нефтеулавливающих устройств на ручьях, малых речках и оврагах. 7. Установка стационарных плавучих (боновых) ограждений для локализации и сбора нефти с водной поверхности.
8. Создание эффективной сети режимных наблюдений за состоянием подземных вод. 9. Перевод нагнетательных скважин для закачки сточных вод, расположенных в охранной зоне основных родников, артезианских скважин, под закачку пресных вод. Санитарно - защитные и охранные зоны Для улучшения экологической обстановки в районе населенных пунктов и исключения загрязнения родников, артезианских скважин, больших и малых рек выделяются санитарно-защитные зоны, в которых ограничивается или полностью запрещается строительство новых промышленных и бытовых объектов. Санитарно-защитные зоны вокруг предприятий по добыче нефти устанавливаются на расстоянии не менее 1000 м до жилой застройки, согласно СанПиНа 2.2.1/2.1.1.567-96 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Вдоль рек, ручьев и водоемов по Постановлению Совета Министров РСФСР № 91 от 17.03.1989 г. (от длины рек и ручьев от 15 до 500 м, а водоемов - от площади поверхности воды от 300 до 500 м). Вокруг родников, артезианских скважин согласно СНиПа 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения, предусматривающие 3 пояса санитарной охраны: I пояс - зона строгого режима 30-50 м. В этой зоне запрещено бурение и строительство объектов не связанных с эксплуатацией данного источника, площадка должна быть спланирована для отвода поверхностного стока за ее пределы и огорожена. II пояс - зона защиты от бактериального и химического (так как он находится внутри третьего пояса) загрязнений, рассчитывается по фильтрационным свойствам водовмещающих пород. III пояс - зона защиты от химических загрязнений (зона питания), зависит от фильтрационных свойств водовмещающих пород. Во втором и третьем поясах санитарной охраны подземных источников необходимо: а) выявление, тампонирование (или восстановление) всех старых, бездействуюших, дефектных скважин, представляющих возможность загрязнения пресного водоносного горизонта; б) регулирование бурения новых скважин и другого строительства при обязательном согласовании с местными органами санитарноэпидемиологической службы; в) запрещение закачки отработанных вод в подземные горизонты,
складирование отходов, ядохимикатов, горюче-смазочных материалов, накопителей промстоков, размещение кладбищ, скотомогильников, полей фильтрации, животноводческих ферм, птицефабрик, обуславливающих возможность химического и микробного загрязнения пресных подземных вод. Вокруг подземных источников хозяйственно-питьевого водоснабжения 3-й пояс ЗСО проведен нами на карте (приложение 16 ориентировочно по рельефу местности до водораздела, так как для расчета 2-го и 3-го поясов ЗСО требуется проведение специальных разведочных работ (бурение скважин, опытные откачки и т.д.). Охрана земель: - предотвращать случаи попадания в почву и почвогрунты различных химических реагентов (ПАВ, щелочей, кислот и др.) используемых в технологических процессах, - сокращать размеры земельных участков под строительство объектов за счет применения прогрессивных методов строительства, комплексных блочных установок, кустового бурения, - использовать под строительство производственных объектов непригодные земли для сельскохозяйственных целей, - обвалование скважин, куста скважин, резервуара или их группы и поддержание его в исправном состоянии, - производить рекультивацию нарушенных земель согласно ГОСТа 17.5.3.04-83 (Земли. Общие требования к рекультивации земель) и ГОСТа 17.5.1.01-83 (Рекультивация земель. Термины и определения) и передавать их землепользователям. Основными компонентами, загрязняющими почвы и грунты, в нефтедобывающей промышленности являются нефтепродукты, хлориды натрия и кальция. Потенциальными источниками загрязнения и засолонения почв являются буровые площадки, промысловые амбары, факела, трубопроводы, ГЗУ, ДНС, КНС и другие нефтепромысловые сооружения. Охрана недр Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. С целью предупреждения загрязнения почвы, поверхностных и пресных подземных вод и недр при строительстве скважин фильтратами бурового раствора и технологическими жидкостями, необходимо предъявлять основные требования по надежности их сооружения обеспечивающие предотвращение:
фильтрации жидкости в грунт, заколонных и межколонных перетоков, приводящим к утечкам газа и минерализованных вод на поверхность и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами; образование грифонов и др. Основными объектами охраны пресных подземных вод являются эксплуатируемые водоносные горизонты и водозаборы хозяйственно-питьевого назначения. Загрязнение этих объектов может происходить при воздействии на них техногенной деятельности человека как сверху, так и снизу. Воздействие сверху происходит: 1) При просачивании вредных веществ из шламовых амбаров, площадок буровой вышки и привышечных сооружений; 2) В процессе бурения при поглощении промывочной жидкости, содержащей токсичные вещества; 3) При различных разливах нефти и минерализованных вод. Воздействие снизу происходит под влиянием перетоков нефти и минерализованных вод по затрубному пространству в случаях некачественного цементирования и негерметичности обсадных колонн. Основными требованиями в области охраны недр являются: - гидроизоляция дна и стенок земляных амбаров полимерным материалом согласно РД-39-0147585-149-97 (Инструкция по строительству, эксплуатации и ликвидации земляных амбаров при бурении и ремонте скважин); - обязательный подъем цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья во всех вновь бурящихся скважинах, независимо от их первоначального назначения; - наращивание цементного кольца за кондуктором, промежуточной и эксплуатационной колонной в скважинах, где цемент не поднят или отсутствует в нужном интервале; - геофизические исследования по выявлению технического состояния эксплуатационных колонн, заколонных перетоков и своевременное устранение нарушений; - бурение скважин-дублеров взамен скважин с неисправными эксплуатационными колоннами; - ликвидация бездействующих дефектных скважин; - перевод отработавших (обводненных) скважин в наблюдательные, пьезометрические; - проводить наблюдения в глубоких пьезометрических скважинах за продуктивными перспективными на нефть и поглощающими горизонтами.
УКАЗАТЕЛЬ ФИЗИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ В ИЗОБРЕТАТЕЛЬСТВЕ Если в школе с физикой у вас дела обстояли нормально, то Указатель вполне можно использовать как краткий справочник по физике. Лично для меня Указатель незаменимая штука - всегда под рукой и готовый к действию. Хорошее изобретение должно содержать новое техническое свойство, которое обеспечивает результат. Техническое свойство (не равное известному, а чаще ему противоположное), является ни чем иным, как первичным физическим эффектом (термостойкость, электропроводность и т.п., которые изложены в Указателе в объеме 460 кБ - на всех хватит). Эти физические эффекты (открытия) в краткой, но емкой форме приведены в тексте, что позволяет их использовать дословно, копировать один к одному при доказательстве изобретательского уровня изобретения. То, что данный Указатель можно с пользой использовать при создании изобретений, я убедился на собственном опыте. Смотри, например, Патент на продажу с применением закона Вольта (п.9.1), Эффект Коанда (п.4.4.3), Вискозиметр (п.19.12) по данному УКАЗАТЕЛЮ.
ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ
1. Механические эффекты 1.1. Силы инерции. 1.1.1. Инерционное напряжение. 1.1.2. Центробежные силы. 1.1.3. Момент инерции. 1.1.4. Гироскопичекий эффект. 1.2. Гравитация. 1.3. Трение. 1.3.1. Явление аномально низкого трения. 1.3.2. Эффект безысносности. 1.3.3. Эффект Джонсона-Рабека. 2. Деформация. 2.1. Общая характеристика. 2.1.1. Связь электропроводности с деформацией. 2.1.2. Электропластический эффект. 2.1.3. Фотопластический эффект. 2.1.4. Эффект Баушингера. 2.1.5. Эффект Пойнтинга. 2.2. Передача энергии при ударах. Эффект Ю.Александрова. 2.3. Эффект радиационного распухания. 2.4. Сплавы с памятью. 3. Молекулярные явления. 3.1. Тепловое расширение вещества. 3.1.1. Сила теплвого расширения.
3.1.2. Получение высокого давления. 3.1.3. Разность эффекта. 3.1.4. Точность теплового расширения. 3.2. Фазовые переходы. Агрегатное состояние вещества. 3.2.1. Эффект сверхпластичности. 3.2.2. Изменение плотности и модуля упругости при фазовых переходах. 373. Поверхностные явления. Капиллярность. 3.3.1. Поверхностная энергия. 3.3.2. Смачивание. 3.3.3. Автофобность. 3.3.4. Капиллярное давление, испарение и конденсация 3.3.5. Эффект капиллярного подьема. 3.3.6. Ультразвуковой капиллярный эффект. 3.3.7. Термокапиллярный эффект. 3.3.8. Электрокапиллярный эффект. 3.3.9. Капиллярный полупроводник. 3.4. Сорбция. 3.4.1. Капиллярная конденсация. 3.4.2. Фотоадсорбционный эффект. 3.4.3. Влияние электрического поля на адсорбцию. 3.4.4. Адсорболюминесценция. 3.4.5. Радикально-рекомбинационная люминесценция. 3.4.6. Адсорбционная эмиссия. 3.4.7. Влияние адсорбции на электропроводность полупроводников. 3.5. Диффузия. 3.5.1. Эффект люфора. 3.6. Осмос. 3.6.1. Электроосмос. 3.6.2. Обратный осмос. 3.7. Тепломассообмен. 3.7.1. Тепловые трубы. 3.8. Молекулярные неолитовые сита. 3.8.1. Цветовые эффекты в неолитах. 4. ГИДРОСТАТИКА. ГИДРО-АЭРОДИНАМИКА. 4.1.1. Закон Архимеда. 4.1.2. Закон Паскаля. 4.2. Течение жидкости и газа. 4.2.1. Ламинарность и турбулентность. 4.2.2. Закон Беркулли. 4.2.3. Вязкость. 4.2.4. Вязкоэлектрический эффект.
4.3. Явление сверхтекучести. 4.3.1. Сверхтеплопроводность. 4.3.2. Термомеханический эффект. 4.3.3. Механокалорический эффект. 4.3.4. Перенос по пленке. 4.4.2. Скачок уплотнения. 4.4.3. Эффект Коанда. 4.4.4. Эффект воронки. 4.5. Эффект Магнуса. 4.6. Дросселирование жидкостей и газов. 4.6.1. Эффект Джоуля-Томсона. 4.7. Гидравлические удары. 4.7.1. Электрогидравлический удар. 4.7.2. Светогидравлический удар. 4.8. Квитанция. 4.8.1. Гидродинамическая квитанция. 4.8.2. Акустическая квитанция. 4.8.3. Сонолюминесценция. 5. КОЛЕБАНИЯ И ВОЛНЫ. 5.1. Механические колебания. 5.1.1. Свободные колебания. 5.1.2. Вынужденные колебания. 5.1.3. Явление резонанса. 5.1.4. Автоколебания. 5.2. Акустика. 5.2.1. Явление реверберации. 5.3. Ультразвук. 5.3.1. Пластическая деформация и упрочнение. 5.3.2. Влияние ультразвука на физико-химические свойства металлических расплавов: 5.3.2.1. на вязкость 5.3.2.2. на поверхностное натяжение 5.3.2.3. на теплообмен 5.3.2.4. на диффузию 5.3.2.5. на растворимость металлов и сплавов 5.3.2.6. на модифицирование сплавов 5.3.2.7. на дегазацию расплавов. 5.3.3. Ультразвуковой капиллярный эффект. 5.3.4. Некоторые возможности использования ультразвука. 5.3.5. Акустомагнетоэлектрический эффект. 5.4. Волновое движение. 5.4.1. Стоячие волны. 5.4.2. Эффект Допплера-Физо.
5.4.3. Поляризация. 5.4.4. Дифракция. 5.4.5. Интерференция. 5.4.6. Голография. 6. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 6.1. Взаимодействие тел. 6.1.1. Закон Кулона. 6.2. Индуцированные заряды. 6.3. Втягивание диэлектрика в конденсатор. 6.4. Закон Джоуля-Ленца. 6.5. Проводимость металлов. 6.5.1. Влияние фазовых переходов. 6.5.2. Влияние высоких давлений. 6.5.3. Влияние состава. 6.6. Сверпроводимость. 6.6.1. Критические значения параметров. 6.7. Электромагнитное поле. 6.7.1. Магнитная индукция. Сила Лоренца. 6.7.2. Движение зарядов в магнитном поле. 6.8. Проводник с током в магнитном поле. 6.8.1. Взаимодействие проводников с током. 6.9. Электродвижущая сила индукции. 6.9.1. Взаимная индукция. 6.9.2. Самоиндукция. 6.10. Индукционные токи. 6.10.1. Токи Фуко. 6.10.2. Механическое действие токов Фуко. 6.10.3. Магнитное поле вихревых токов. Эффект Мейснера. 6.10.4. Подвеска в магнитном поле. 6.10.5. Поверхностный эффект. 6.11. Электромагнитные волны. 6.11.1. Излучение движущегося заряда. 6.11.2. Эффект Вавилова-Черенкова. 6.11.3. Бататронное излучение. 7. ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙТВА ВЕЩЕСТВА. 7.1.1. Изоляторы и полупроводники. 7.1.2. Сопротивление электрическому току. 7.1.3. Тепловые потери. 7.2. Диэлектрическая проницаемость. 7.2.1. Частотная зависимость. 7.3. Пробой диэлектриков. 7.4. Электромеханические эффекты в диэлектриках. 7.4.1. Электростракция.
7.4.2. Пьезоэлектрический эффект. 7.4.3. Обратный пьеэоэффект. 7.5. Пироэлектрики. 7.5.2. Сегнетоэлектрики. 7.5.3. Сегнетоэлектрическая температура Кюри. 7.5.4. Антисегнетоэлектрики. 7.5.5. Сегнетоферромагнетики. 7.5.6. Магнитоэлектрический эффект. 7.6. Влияние электрического поля и механических напряжений на сегнетоэлектрический эффект. 7.6.1. Сдвиг температуры Кюри. 7.6.2. Аномалии свойств при фазовых переходах. 7.6.3. Пироэффект в сегнетоэлектриках. 7.7. Электреты. 8. МАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА ВЕЩЕСТВА. 8.1. Магнетики. 8.1.1. Диамагнетики. 8.1.2. Парамагнетики. 8.1.3. Ферсомагнетизм. 8.1.3.1. Точка Кюри. 8.1.4. Антиферомагнетики. 8.1.4.1. Точка Нееля. 8.1.5. Температурный магнитный гистерезис. 8.1.6. Ферромагнетизм. 8.1.7. Супермарамагнетизм. 8.1.8. Пьезомагнетики. 8.1.9. Магнитоэлектрики. 8.2. Магнитокалорический эффект. 8.3. Магнитострикция. 8.3.1. Термострикция. 8.4. Магнитоэлектрический эффект. 8.5. Гиромагнитные явления. 8.6. Магнитоакустический эффект. 8.7. Ферромагнитный резонанс. 8.8. Аномалии свойств при фазовых переходах. 8.8.1. Эффекты Гипокинса и Баркгаузена. 9. КОНТАКТНЫЕ, ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ И ЭМИССИОННЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 9.1. Контактная разность потенциалов. 9.1.1. Трибоэлектричество. 9.1.2. Вентильный эффект. 9.2. Термоэлектрические явления. 9.2.1. Эффект Зеебека.
9.2.2. Эффект Пельтье. 9.2.3. Явление Томсона. 9.3. Электронная эмиссия. 9.3.1. Автоэлектронная эмиссия. 9.3.2. Эффект Мольтере. 9.3.3. Тунельный эффект. 10. ГАЛЬВАНО- И ТЕРМОМАГНИТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 10.1.1. Гальваномагнитные явления. 10.1.2. Эффект Хола. 10.1.3. Эффект Этиингсгаузена. 10.1.4. Магнитоопротивление. 10.1.5. Эффект Томсона. 10.2. Термомагнитные явления. 10.2.1. Эффект Нернета. 10.2.2. Эффект Риги-Ледюка. 10.2.3. Продольные эффекты. 10.2.4. Электронный фототермомагнитный эффект. 11. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАЗРЯДЫ В ГАЗАХ. 11.1. Факторы, влияющие на газовый разряд. 11.1.1. Потенциал ионизации. 11.1.2. Фотоионизация атомов. 11.1.3. Поверхностная ионизация. 11.1.4. Применение ионизации. 11.2. Высокочастотный тороидальный разряд. 11.3. Роль среды и электродов. 11.4. Тлеющий разряд. 11.5. Страты. 11.6. Коронный разряд. 11.7. Дуговой разряд. 11.8. Искровый разряд. 11.9. Факельный разряд. 11.10. "Стекание" зарядов с острия. 12. ЭЛЕКТРОКИНЕТИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ. 12.1. Электроосмос. 12.2. Обратный эффект. 12.3. Электрофорез. 12.4. Обратный эффект. 12.5. Электрокапиллярные явления. 13. СВЕТ И ВЕЩЕСТВО. 13.1. Свет. 13.1.1. Световое давление. 13.2. Отражение и преломление света. 13.2.1. Полное внутреннее отражение.
13.3. Поглощение и рассеяние. 13.4. Испускание и поглощение. 13.4.1. Оптико-акустический эффект. 13.4.2. Спектральный анализ. 13.4.3. Спектры испускания. 13.4.4. Вунужденное извлечение. 13.4.5. Инверсия населенности. 13.4.6. Лазеры и их применение. 14. ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ И ФОТОХИМИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ. 14.1. Фотоэлектрические явления. 14.1.1. Фотоэффект. 14.1.2. Эффект Дембера. 14.1.3. Фотопьезоэлектрический эффект. 14.1.4. Фотомагнитный эффект. 14.2. Фотохимические явления. 14.2.1. Фотохромный эффект. 14.2.2. Фотоферроэлектрический эффект. 15. ЛЮМИНЕСЦЕНЦИЯ. 15.1. Люминесценция, возбуждаемая электромагнитным излучением. 15.1.1. Фотолюминесценция. 15.1.2. Антистоксовские. 15.1.3. Рентгенолюминесценция. 15.2. Люминесценция, возбуждаемая корпускулярным излучением. 15.2.1. Катодолюминесценция. 15.2.2. Ионолюминесценция. 15.2.3. Радиолюминесценция. 15.3. Электролюминесценция. 15.3.1. Инжекцронная люминесценция. 15.4. Химилюминесценция. 15.4.1. Радикалолюминесценция. 15.4.2. Кандолюминесценция. 15.5. Механолюминесценция. 15.6. Радиотермолюминесценция. 15.7. Стимуляция люминесценции. 15.8. Тушение люминесценции. 15.9. Поляризация люминесценции. 16. АНИЗОТРОПИЯ И СВЕТ. 16.1. Двойное лучепреломление. 16.2. Механооптические явления. 16.2.1. Фотоупругость. 16.2.2. Эффект Максвелла.
16.3. Электрооптические явления. 16.3.1. Эффект Керра. 16.3.2. Эффект Поккельса. 16.4. Магнитооптические явления. 16.4.1. Эффект Фарадея. 16.4.2. Обратный эффект. 16.4.3. Магнитооптический эффект Зерра. 16.4.4. Эффект Коттона-Муттона. 16.4.5. Прямой и обращенный эффект Зеемана. 16.5. Фотодихроизм16.5.1. Дихроизм. 16.5.2. Естественная оптическая активность. 16.6. Поляризация при рассеивании. 17. ЭФФЕКТЫ НЕЛИНЕЙНОЙ ОПТИКИ. 17.1. Вынужденное рассеяние света. 17.2. Генерация оптических гармоник. 17.3. Параметрическая генерация света. 17.4. Эффект насыщения. 17.5. Многофотонное поглощение. 17.5.1. Многофотонный фотоэффект. 17.6. Эффект самофокусирования. 17.7. Светогидравлический удар. 17.8. Гистеризисные скачки. 18. ЯВЛЕНИЯ МИКРОМИРА. 18.1. Радиоактивность. 18.2. Рентгеновское и -излучение. 18.2.1. адгезолюминисценция. 18.2.2. Астеризм. 18.3. Взаимодействие рентгеновского и -излучений с веществом. 18.3.1. Фотоэффект. 18.3.3. Когерентное рассеяние. 18.3.4. Образование пар. 18.4. Взаимодействие электронов с веществом. 18.4.1. Упругое рассеяние. 18.4.2. Неупругое рассеяние. 18.4.3. Тормозное изучение. 18.4.4. Совместное облучение электрозами и светом. 18.5. Взаимодействие нейтронов с веществом. 18.5.1. Нейтронное распухание. 18.6. Взаимодействие -частиц с веществом. 18.7. Радиотермолюминесценция. 18.8. Эффект Месбауэра.
18.9. Электронный парамагнитный резонанс. 18.10. Ядерный магнитный резонанс. 18.11. Эффект Сверхаузера-Абрагама. 19. РАЗНОЕ. 19.1. Термофорез. 19.2. Фотофорез. 19.2.1. "Перпендикулярный" фотофорез. 19.3. Стробоскопический эффект. 19.4. Муаровый эффект. 19.4.1. Контроль размеров. 19.4.2. Выявление дефектов. 19.4.3. Конусные шкалы. 19.4.4. Измерение параметров оптических сред. 19.4.5. Контроль оптики. 19.5. Высокодисперсные структуры. 19.5.1. Консолидированные тела. 19.6. Эпекстрореологический эффект. 19.7. Ресалектрический эффект. 19.8. Жидкие кристалы. 19.8.1. Электрооптические эффекты. 19.8.2. Динамическое рассеяние. 19.8.3. Управление окраской кристаллов. 19.8.4. Визуализация ИК-изобретения. 19.8.5. Химическая чувствительность. 19.9. Смачивание (к 3.3.2) 19.9.1. Эффект ратекания жидкости под окисными пленками металлов. 19.9.2. Эффект капиллярного клея. 19.9.3. Теплота смачивания. 19.9.4. Магнитотепловой эффект смачивания. 19.10. Лента Мебиуса. 19.11. Обработка магнитными и электрическими полями. 19.12. Реология полимерных растворов Приложение 1: Возможные применения некоторых физических эффектов и явлений при решении изобретательских задач.
ВВЕДЕНИЕ Вы держите в руках "Указатель физических эффектов и явлений". Это не справочник, потому что он включает в себя лишь незначительную часть огромного колличества эффектов и явлений изученного окружающего нас мира. Это и не учебник. Он не научит Вас эффективному
использованию физики при решении головоломных технических задач. Роль "Указателя" заключается в том, что он поможет вам увидеть и ощутить одну из важнейших тенденций развития технических систем -переход от исследования природы и практического воздействия на нее на макроуровне к исследованию к исследованию ее на микроуровне и связанный с этим переход от макротехнологии к микротехнологии. Микротехнология основывается на совершенно иных принципах, чем технология,имеющая дело с макротелами. Микротехнология строится на основе применения к производству современных достижений химической физики, ядерной физики, квантовой механики. Это новая ступень взаимодействия человека и природы, а самое главное - это взаимодействие происходит на языке природы, на языке ее законов. Человек, создавая свои первые технические системы, использовал в них макромеханические свойства окружаещего вас мира. Это не случайно, так как научное познание природы началось исторически именно с механических процессов на уровне вещества. Вещество с его внешними формами и геометрическими параметрами является обьектом, непосредственно данным * человеку в ощущениях. Это тот уровень организации материи, на котором она предстает перед человеком как явление, как количество, как форма. Поэтому каждый технологический метод воздействия соответствовал (и во многих современных технических системах сейчас соответствует) простейшей форме движения материи механической. С развитием техники все методы воздействия совершенствуются, но тем не менее, в их соотношении можно проследить известные изменения. Механические методы в большинстве случаев заменяются более эффективными физическими и химическими методами. В добывающей промышленности, например, вместо механического дробления руды и подьема ее на поверхность, получают распространение методы выщелачивания рудного тела и получением раствора металла с последующим его выделением химическим путем. В обрабатывающей промышленности микротехнологии приводит к революционным преобразованием: сложные детали выращивают в виде монокристалов, внутренние свойства вещества изменяют воздействием сильных электрических, магнитных, оптических полей. в строительстве использование фундаментальных свойств вещества позволяет отказываться от сложных и дорогих механизмов. Например: только одно явление термического расширения позволяет создавать неломающиеся домкраты, строить арочные мосты в 5 раз быстрее (при этом отпадает необходимость в опалубке и подьемных механизмов). Прямо на месте строительства можно сделать несущую часть арочного моста высотой до 20 метров, а делается это сказочно просто: два стометровых металлических листа накладывают друг на друга, между ними помещают асбестовую прокладку. Нижний лист нагревают токами ВЧ до 700 градусов, соединяют его с верхним, а при остывании этого "пирога" получают арку. Чем объяснить эффективность микротехнологии? Здесь трудно различить вещество, являющееся орудием воздействия, и вещество, служащее преом труда. Здесь нет инструмента непосредственного воздействия, рабочего оружия или рабочей части машины, как это имеет место при механических методах. Функции орудия труда выполняют частицы веществ-молекул, атомы-участвующих в процессе. Причем сам процесс легко управляем, коль скоро мы можем легко воздействовать определенными полями на части, создавая соответствующие условия и тогда не только не нужно, но часто и не возможното есть автоматически и непрерывно. В это проявляется, говоря словами Гегеля, "хитрость" научно-технической деятельности. Переход от механических и макрофизических методов воздействия к микрофизическим позволяет значительно упростить любой технологический процесс, добиться при этом большего экономического эффекта, получить безотходные процессы, если вещества и поля на входе одних
процессов становятся веществами и полями на выходе других. Надо только помнить, что безграничность возможностей научно-технической деятельности может успешно реализося лишь при соблюдении границ возможного в самой природе, а уж природа ведет свои производства на тончайшем атомном уровне бесшумно, безотходно и полностью автоматически. "Указатель" покажет Вам на примерах эффективности использования законов природы проектировании новой техники может быть подскажет решение стоящей пред Вами технической задачи. В него вошли многие эффекты, которые еще ждут своего применения и своего "применителя" (не Вы ли им будете?). Но составителя нового сборника будут считать свою задачу выполненной лишь в том случае, если помещенная в него информация станет для Вас тем "зародышем", с помощью которого Вы "вырастите" для себя (и поделитесь с другими) многогранный кристалл физических эффектов и явлений, растворенных в безграничном мире. И чем больше будет этот "кристалл", тем будет проще заметить закономерности его строения. Это интересует нас, надеемся, заинтересует и Вас и, тогда следующий "Указатель" сможет стать настоящим лоцманом в необъятном море технических задач. Чтобы уверенно решать сложные изобретательские задачи, нужна, во-первых, программа выявления технических и физических противоречий. Во-вторых, нужен информационный фонд, включающий средства устранения противоречий: типовые приемы и физические эффекты. Разумеется, есть еще и "в-третьих", "в-четвертых" и т. д. Но главное - программа и информационное обеспечение. Вначале была просто программа - первые модификации АРИЗ. Путем анализа патентных материалов постепенно удалось составить список типовых приемов и таблицу их применения. В число типовых приемов попали и некоторые физические эффекты. В сущности, все приемы прямо или косвенно "физичны". Скажем, дробление; на микроуровне этот прием становится диссоциацией-ассоциацией, десорбцией-сорбцией и т.п. Но в типовых приемах главное комбинационные изменения. Физика либо проста (тепловое расширение, например), либо скромно держится на втором плане. К 1967-68 г.г. стало ясно, что дальнейшее развитие информационного обеспечения АРИЗ требует создания фонда физических явлений и эффектов. В 1969 г. за эту работу взялся студент-физик В.Гутник, слушатель Молодежной изобретательской школы при ЦК ЛКСМ Азербайджана (в начале 1970 г. школа стала и "при РС ВОИР";в 1971 г. была преобразована в АзОИИТ - первый в стране общественный институт изобретательского творчества). В 1970 г. была организовна Общественная лаборатория методики изобретательства при ЦС ВОИР. В план ее работы было включено создание "Указателя применения эффектов при решении изобретательских задач". За два года В.Гутник проанализировал свыше 5.000 изобретений "с физическим уклоном" и отобрал из них примерно 500 наиболее интересных; эта информация положила начало картотеке по эффектам. К 1971 г. появились первые наброски Указателя. Но В.Гутник ушел в армию, работа прервалась. С 1971 г. разработку "Указателя" начал вести физик Ю.Горин, слушатель, а затем преподаватель АзОИИТ ныне кандидат наук. К 1973 г. Ю.Горин подготовил первый "Указатель". В него были включены свыше 100 эффектов и явлений и примеры их изобретательского применения. Полный текст "Указателя" (300 машинописных страниц) в 1973 г. был передан в ЦК ВОИР, но не был издан. В том же 1973 г. удалось подготовить сокращенный текст "Указателя" (108 стр.) и отпечатать его на ротаторе (баку,150 экз.). Позже этот текст печатался в Брянске и других городах. Всего было отпечатано около 1000 экз. Практика применения этого - еще во многом периодичного "Указателя" свидетельствует, что разделы, оживляющие забытые знания, в общем работают удовлетворительно. Однако большая часть физики относится к тому, что раньше было мало известно или вобще не известно человеку,
пользующемуся указателем. Изложенные, слишком кратко, сведения о "новых" эффектах практически не работают. Да исамих эффектов в первом выпуске Указателя было слишком мало. Далеко не ко всем эффектам удалось подобрать характерные примеры их изобретательского применения. Несмотря на появление нового Указателя, изобретательские задачи и физика по-прежнему оставались "на разных берегах реки": Указатель еще не стал мостом между техникой и физикой. Однако работа продолжалась. С января 1977 г. эта работа была перенесена в ОБНИНСК и велась коллективом. За год С.А.Денисов, В.Е.Ефимов, В.В.Зубарев, В.П.Кустов подготовили вторую модификацию Указателя: охвачено 400 эффектов и явлений, подобраны характерные примеры их изобретательского применения, изложение стало более точным и насыщенным. Нынешний Указатель - это справочник, который следовало бы издать массовым тиражом. В сущности, это настольная книга изобретателя (даже, если он не работает в АРИЗ). Как использовать указатель? Прежде всего, его надо внимательно прочитать. Точнее проработать: прочитать и без спешки просмотреть примеры, каждый раз обдумывая - почему использован данный эффект, а не какойто другой. Эту работу следует сделать вдумчиво, неторопливо, потратив на нее месяц-полтора и осваивая разделы указателя небольшими дозами. По ряду разделов (особенно по магнетизму, люминесценции, поляризованному свету) необходимо дополнительно посмотреть учебники и специальную литературу. Прорабатывая указатель, желательно по каждому разделу задавать себе упражнения: как использовать эти эффекты в моей работе, какие новые применения этих эффектов я мог бы предложить? Допустим на этот эффект наложено "табу", применять эффект нельзя; каким другим эффектом можно воспользоваться? Можно ли построить игрушку применив данный эффект? Можно ли данный эффект использовать в космосе и что при этом измениться? и т.д. Особое внимание следует обращать на всякого рода аномалии, отклонения, странности, а также на различные переходные состояния вещества и условия, при которых эти переходы осуществляются. Если проработав таким образом указатель вы не пришли ни к одной новой идее, значит что-то неладно; скорее всего,проработка была поверхностной. Когда занятия идут на семинарах, курсах, в общественных школах и т.п. Преподаватель может использовать упражнения такого типа: "придумать новый и интересный физический эффект. Как его можно использовать в технике? Что изменится в природе, если такой эффект станет реальностью? Подобные упражнения - на стыке физики и фантастики - особенно эффективны для развития творческого мышления. Вообще указатель надо, прежде всего, использовать до решения задач, регулярно углубляя знания и тренируя мышление. Мост между изобретательскими задачами и физикой еще не достроен. работа над указателем продолжается. в первом полугодии 1978 г. Должны быть подготовлены два выпуска сводной картотеки дополнительно к нынешнему тексту указателю. Подготовка таких выпусков должны идти регулярно: здесь по-прежнему нужна помощь всех преподавателей. Предстоит также разработать таблицы превращения полей (какие эффекты переводят одно поле в другое?). Но центральная на ближайшие годы проблема - как замкнуть мост между изобретательством и физикой? Здесь наметилось несколько подходов. Можно перевести эффекты на вепольный язык, дать каждому эффекту его вепольную формулу. Для этого надо развить вепольный язык, зделать его богаче,гибче. Но принципиальных трудностей здесь пока невидно. Другая возможность состоит в том, чтобы построить систему эффектов например, по анологии с системой приемов (простые,парные,сложные...) По структуре нынешний Указатель все еще привязан к структуре обычных курсов физики. Система физических эффектов, видимо, должна
выглядеть иначе: эффекты собираются в группы, каждая из которых будет включать эффект, обратный эффект, би-эффект (пример: интерференция), плюс - минус эффект (сочетание эффекта и обратного эффекта), эффект сильно сжатый по времени, эффект сильно растянутый по времени и т.д. Вероятно, возможны и другие подходы. Так или иначе очнвидно, что нельзя дальше ограничиваться чисто механическими наращиваниями в память ЭВМ. А дальше что? Каждый эффект, безразлично - записан он на бумагу или хранится в памяти ЭВМ придется извлекать и пробовать его "вручную"... Положение Указателя должно идти своим чередом. Но уже нынешний Указатель вполне достаточный фундамент для построения теории применения эффекты при решении изобретательских задач. В журнале " " за 1975 г. т.24.н11, стр.512-515 (журнал ГДР, реферат - см. реферативный журнал "Физика иа. Общие вопросы физики", 1976,н4,стр.25) сообщается о создании информационного каталога физических явлений для разработки технологических методов. Это близко к идее Указателя, хотя в Указателе уклон не в технологию, а в преодоление противоречий при решении изобретательских задач. Каталог выполнен ввиде папок, которые могут пополняться. Это примерно то, что у нас было до составления первой модификации Указателя - папки по эффектам. Но немцы - да и кто угодно - без особого труда могут нас нагнать, достаточно засадить за работу несколько десятков физиков - и из малой "кучи эффектов" будет сделана "большая куча". Наше преимущество - в подходе к проблеме. Мы понимаем, что дело не в том, чтобы набрать "большую кучу" информации и засунуть ее в ЭВМ, которая сама разберется - что к чему. Мы понимаем, что везде, в том числе и в данной проблеме - надо искать обьективные законы. Технические системы развиваются закономерно, поэтому применение физики в изобретательстве тоже должно подчиняться определенным законам. На выявление этих законов и нужно напрвить основные усилия. МЕХАНИЧЕСКИЕ ЭФФЕКТЫ 1.1.Силы инерции. Силы инерции возникают при движении тел с ускорением, т.е. в случаях, когда они изменяют свое количество движения. 1.1.1. Если на тело действует сила, приложенная к его поверхности, возникающая при этом сила инерции слагается из сил инерции его элементарных частиц как бы последовательно; более удаленные от места приложения действующей на тело силы частицы "давят" на более близкие. Во всем обьеме тела возникают напряжения приводящие к смещениям частиц тела. Этот эффект используется в различных инерционных выключателях, переключателях и акселерометрах. А.с. 483 120: Переключатель для электромеханической игрушки, содержащий корпус с контактами и установленный в нем с возможностью ограниченного поворота диск с токосьемками и прикрепленным к нему одним концом поводком, отличающийся тем, что с целью реверсированияэлектродвигателя при столкновении игрушки с препятствием,на свободном конце поводка укреплен груз. Силу инерции можно также использовать для создания дополнительного давления в различных технологических процессах. А.с. 509 539: Способ получения карбонила вольфрама путем обработки порошкообразного вольфрама окисью углерода при осуществлении ее циркуляции и выводе конечного продукта из зоны реакции с последующей его конденсацией, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса и обеспечения его непрерывности, процесс ведут в измельчительном аппарате с инерционной нагрузкой 15-40 при давлении окиси углерода 0,9-10 ата и температуре 20-30 C. 1.1.2. Центробежная сила инерции возникает, когда тело под действием центростремительной
силы - причины изменяет направление своего движения, при этом сохраняется энергия тела. Эта сила действует всегда только в одном направлении - от центра вращения. А.с. 518 322: Способ шлифования криволинейных поверхностей движущейся абразивной лентой, при котором ленту поджимает к обрабатываемой детали контактным копиром, эквидестантным на толщину ленты обрабатываемой поверхности, отличающийся тем, что с целью обеспечения возможности обработки выпуклых поверхностей, ленту прижимают к рабочей поверхности контактного копира центробежными силами. Фактически, это есть сила взаимодействия между телами вращающимся и удерживающим его на окружности. В свою очередь, вращающееся тело также воздействует на удерживающее. По третьему закону Ньютона эти силы равны по величине ипротивоположны по направлению в каждый момент времени. Взаимодействие двух тел осуществляется через какие-либо связи нитку, стержень, электрическое и гравитационное поля и т.д. В случае разрыва связей, соединяющих взаимодействующие тела, оторвавшееся тело будет двигаться прямолинейно (по инерции). Патент ФРГ 1 229 253: Способ изготовления листочков или чешуек из стекла, отличающийся тем, что стекло, размягченное при нагревании, наносят на стенку в форме круга, имеющего по окружности закраину. Стенки для образованияпленки из стекла приводят во вращение. Пленка размягченного стекла выбрасывается через закраину под действием центробежных сил. Затем пленка затвердевает на некотором расстоянии от вращающейся стенки и разбивается на листочки. 1.1.3. Чем больше масса вращающегося тела и чем дальше она отнесенаот центра вращения, тем большим моментом инерции обладает тело. А.с. 538 800: Способ регулирования энергии ударов в кузнечно-прессовых машинах ударного действия, заключающийся в изменении момента инерции маховых масс, отличающийся тем, что с целью повышения качества обрабатываемых изделий и долговечности машин, момент инерции изменяют путем подачи или отвода жидкости во внутренние полости маховых масс. А.с. 523 213: Способ уравновешивания сил инерции подвижных элементов машин, заключающийся в том, что уравношиваемый элемент машины, соединяют с аккумулирующим телом и приводит их во вращение, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности уравновешивания, в качестве аккумулирующего тела используют маховик с изменяемым радиусом центра масс, например, центробежный регулятор. Силы, возникающие в процессе вращательного движения, можно использовать для ускорения некоторых технологических процессов. А.с. 283 885: Способ деарации порошкообразных веществ путем уплотнения, отличающийся тем, что с целью интенсификации, деарацию производят под воздействием центробежных сил. А.с. 415 036: Способ приготовления сорбена для акстракционной хромофотографии путем смещения жидкой фазы и твердого носителя, отличающийся тем, что с целью повышения равномерности распределения жидкой фазы на твердом носителе и интенсификации процесса, удаления избытка жидкой фазы, смещение производят в центробежном поле. а также для деформации: А.с. 517 501: Способ отбортовки труб из термопластичного материала, включающий опреации нагревания ее конца до размягчения и последующей его деформации, отличающийся тем, что с целью упрощения изготовления изделия и повышения его качества, деформацию размяченного конца трубы осуществляют ее вращением. Подвергая нагретую жидкость действию центробежного поля можно значительно увеличить производительность парогенераторов т.к., если нагретую жидкость под давлением подавать по касательной к вращающемуся цилиндру, то жидкость закрутится. При этом жидкост будет закручиваться с большего на меньший радиус, а это в силу закона сохранения момента количества
движения, вазовет рост линейной скорости. Согласно закону Бернулли увеличение скорости приведет к падению давления в движущейся жидкости. Поэтому жидкость, недогретая до кипения, попав в зону пониженного давления, закипит и сухой пар будет скапливаться в центре цилиндра. На каждый элемент обьема вращающейся вязкой жидкости действуют две силы: центробежная, пропорциональная ее плотности и сила тяжести, также пропорциональная той же плотности. Поэтому на форму параболического мениска плотность не влияет, т.е. любые жидкости будут иметь одинаковые формы. А.с. 232 450: Способ изготовления изделий с параболлической поверхностью, основанный на использовании вращения резервуара с жидкостью, отличающийся тем, что с целью снижения стоимости и повышения точности параболической поверхности, в качестве формовочного элемента используют жидкость с большим удельным весом, на которую наносят жидкость с меньшим удельным весом, затвердевающую при вращении резервуара. 1.1.4. Отметим еще одну особенность вращающихся систем. Вращающееся тело обладает гироскопическим эффектом - способностью сохранять в пространстве неизменное направление оси вращения. При силовом воздействии с уелью изменить направление оси вращения возникает процессия гироскопических систем. Гироскопы широко применяются в технике: они являются одним из основных элементов современных систем управления судами, самолетами, планетоходами, космическими кораблями. А.с. 474 444: Локомотив с электропередачей, содержащий аккумулятор энергии ввиде вращающегося маховика, связанный с преобразователем энергии, представляющий собой обратимую электрическую машину, отличающийся тем, что с целью устранения сил гироскопического эффекта маховика на устойчивость локомотива, маховик с преобразователем энергии смонтированы в оболочке и помещены в гироскопический механизм с двумя степенями свободы. Измеряя процессию гироскопа, можно определить величину внешних сил, воздейставующих на гироскоп. А.с. 487 336: Устройство для определения силы трения, содержащее корпус, карданный подвес, ротор с приводом, установленные в карданном подвесе, держатели образца и контрообразца, нагружающий механизм, взаимодействующий с держателем контробразца, датчик угловой скорости процессии, связанный с рамками карданного повеса, отличающийся тем, что с целью определения силы трения при высоких, порядка сотен м/с скоростях вращения, держатель образца установлен на роторе, нагружающий механизм с держателем контробразца установлены на внутренней рамке карданного подвеса, а датчик угловой скорости процессии связан с внешней рамкой процессии. Посколько при вращательном движении само тело остается на одном месте, а только участки тела совершают круговые движения, то во вращающемся теле можно аккумулировать кинетическую энергию, которую затем можно преобразовывать в кинетическую энергию поступательного движения. На этом принципе работают инерционные аккумуляторы, используемые, например, в гиробусах. А.с. 518 302: Машины для инерционной сварки, трением, содержащая привод вращения и шпиндель с массой для накопления энергии, отличающийся тем, что с целью уменьшения энергоемкости процесса, масса для накопления энергии выполнена ввиде инерционного пульсатора. А.с. 518 381: Привод кузнечно-прессовой машины, содержащий электродвигатель и насос, соединенный трубопроводом через распределительную систему с аккумулятором и рабочим цилиндром машины, отличающийся тем, что с целью повышения КПД он снабжен
дополнительным аккумулятором энергии - маховиком, установленным в кинематической цепи, связывающей электродвигатель с насосом. Силы инерции проявляются при изменении скорости движущегося тела или при появлении центростремительной силы; в этих случаях всегда появляется реальная сила, которую можно использовать в различных процессах и при этом совершенно "бесплатно". 1.2. Гравитация. Кроме того, масса является мерой инертности тела, любая масса является источником гравитационного поля. Через гравитационные поля осуществляется взаимодействие масс. Гравитационные силы самые слабые из всех сил, известных науке; тем не менее, при наличии больших масс (например, Земля) эти силы во многом предопределяют поведение физических систем. Количественно гравитационные взаимодействия описываются законом всемирного тяготения. Сила тяготения пропорциональна массе. Такая пропорциональность приводит к тому, что ускорение, приобретаемое в данной точке гравитационного поля различными телами, для всех тел одинаково (конечно, если на эти тела не действуют никакие другие силы - сопротивление воздуха и т.д.). Если рассматривать движение тел под действием силы тяжести Земли, то это движение будет равноускоренным - ускорение будет постоянно по величине и по направлению. Все отклонения от постоянства ускорения имеют те или иные конкретные причины - вращение Земли, ее несферичность, несимметричное распределение масс внутри Земли, сопротивление воздуха или иной среды, наличие электрических или магнитных полей и т.д. Постоянство ускорения - это возможность измерять массы посредством измерения веса, это часы, датчики времени,- это бесплатные силы гравитации - точно калиброванные. Патент США 3 552 283: Устройство отмечающее положение плоскости Земли при помощи устройства, отмечающего поожение плоскости Земли, образуется изображение на экспонируемой фотографической пленке, позволяющее определить на проявленном негативе или на позитивном отпечатке положение плоскости Земли независимо от положения камеры во время киносьемки. Устройство содержит прозрачное тело с грузиком, смещаюшимся под действием силы тяжести в самый нижний угол этого тела. Прозрачное тело может располагаться внутри корпуса камеры или внутри кассеты для роликовой пленки, причем единственным требованием к прозрачному телу является то, чтобы оно находилось на пути световых лучей, идущих от фотографируемого обьекта на пленку, установленную в камере. На краю кадра проявленного негатива или позитивной пленки образуется метка ввиде стрелки, направленной в сторону плоскости Земли. Метка ввиде стрелки может использоваться для правильной ориентации пленки или диапозитива. А.с. 189 597: Устройство для установления заданных промежутков времени, отличающееся тем, что с целью повышения точности измерения при записи сейсмограмм, оно выполнено ввиде стержня, с расположенным на нем грузом, замыкающим во время свободного падения контакты, соединенные с электродетонаторами. 1.3. Трение. Трение представляет собой силу, возникающую при относительном перемещении двух соприкасающихся тел в плоскости их касания. Ввиду зависимости сил трения от многих, порой очень трудно учитываемых факторов, предпочитают пользоваться феноменологической теорией трения, описывающей в основном факты, а не их обьяснения. Различают трения качения и трения скольжения. Феноменологическая теория трения базируется, в основном на представлении о том, что касание твердых тел имеет место лишь в отдельных пятнах, на которых действуют силы диффузии, химической связи, адгезии и т.п.; при скольжении каждое пятно касания (так называемая фрикционная связь) существует ограниченное время. Сумма всех сил, действующих на пятна касания, усредненая по времени и по поверхности носит название силы трения. Продолжительность существования фрикционной связи определяет такие важные величины, как
износостойкость, температуру пограничного слоя, работу по преодолению сил трения. Характерно,что при трении наблюдаются значительные деформации пограничного слоя, сопровождающиеся структурными превращениями, избирательной диффузией: учет всех этих процессов затруднен из-за сильной зависимости от температуры. Температура на пятнах касания возрастает очень быстро и может достигать несколько сот градусов. Обычно трение качения, при котором основная работа затрачивается на передеформирование материала при формировании валика перед катящимся телом, много меньше трения скольжения. Но как только скорость качения достигает скорости распространения деформаций, трение качения резко возрастает; поэтому при больших скоростях качения лучше использовать трение скольжения. Трение покоя больше трения движения, и этот факт снижает чувствительность точных приборов. Заменить трение покоя трением движения - это значить уменьшить силу трения и как-то стабилизировать ее. Задачу можно решить, заставив трущиеся элементы совершать колебания. В патенте США 3 239 283: задача решается выполнением втулки подшипника из пьезоэлектрического материала и покрытием ее электропроводящей фольгой. Пропуская переменный ток, под действием которого пьезоэлектрик вибрирует, ликвидируют трение покоя. 1.3.1. Явление аномального низкого трения. Установлено, что при достаточно сильном облучении одной из трущихся поверхностей ускоренными частицами (например, атомами гелия) коэффициент трения падает в десятки и даже сотни раз, достигая сотых и тысячных долей единицы (открытие-121). Для возникновения эффекта сверхнизкого трения необходимо, чтобы процесс трения осуществлялся в вакууме. Переход в состояние сверхнизкого трения может осуществляться далеко не всеми телами. Этой способностью обладают вещества со слоистой кристаллической структурой. Исследования показали, что очень тонкий поверхностный слой вещества при совместном действии трения и облучения испытывает сильную ориентацию, благодаря чему его структурные элементы располагаются параллельно плоскости контакта, за счет чего сильно уменьшается способность вещества образовывать сильные адгезионные связи. Роль облучения сводится к очень интенсивной очистке поверхности контакта от премисей и от молекул воды, препяствующих ориентации. К тому же водная пленка сама является источником довольно сильных адгезионных связей. Явление аномально низкого трения можно использовать к примеру в подшипниках: А.с. 290 131: Подшипник скольжения, содержащий корпус, в котором смонтирован вал посредством сегментов с металлической рабочей поверхностью, расположенных равномерно по окружности, отличающееся тем, что с целью уменьшения коэффициента трения при работе в вакууме, он снабжен источником быстрых и нейтральных молекул газа, например, инертного, встроенного в корпус между сегментами и направляющим поток молекул на рабочую поверхность вала, покрытую полимером, например, полиэтиленом. 1.3.2. Эффект безызносности. Всегда и везде ранее принималось, что трение и износ два неразрывно связанных явления. Однако в результате открытия (нр -41) Крагельского И.В. и Гаркунова Д.Н. удалось разьединить это, хотя и традиционное, но невыгодное содружество. В их подшипнике трение осталось - износ исчез; за это исчезновение ответственен процесс атомарного переноса. Самый опасный вид износа - схватывание. В соответствии с принципом "обратить вред в пользу" - схватывание входит как составная часть в атомарный перенос; далее оно компенсируется противоположным процессом. Рассмотрим пару сталь - бронза с глицериновой смазкой. Глицерин, протравливая поверхность бронзы способствует покрытию ее рыхлым слоем чистой меди, атомы которой легко переносятся на стальную поверхность. Далее устанавливается динамическое равновесие - атомы меди летают туда и обратно, и износа практически нет, ибо медный порошок прочно удерживает глицерин, который в свою очередь, защищает медь от
кислорода. В авиации уже испытаны бронзовые амартизационные буксы в стальной стойке шасси самолета. 1.3.3. Эффект Джонсона-Рабека. Если нагревать пару соприкасающихся трущихся поверхностей полупроводник и металл, то сила трения между этими поверхностями будет увеличиваться. Этот эффект используется в тормозах и муфтах крутящего момента. Патент США 3 343 635: Тормоз представляющий собой вал, покрытый полупроводниковым материалом, охваченный металлической лентой. Тормозной момент зависит от температуры полупроводникового слоя и регулируется путем пропускания электрического тока через вал и охватывающую его ленту. Патент Англии 1 118 627: Устройство для передачи вращения между двумя валами, состоящая из двух соприкасающихся дисков, один из которых выполнен из полупроводникового материала, а второй - металлический. Регулирование передаваемого момента происходит при нагреве соприкасающихся упомянутых материалов путем пропускания электрического тока между ними. Интересное использование трения: А.с. 350 577: Способ получения отливок, заключающийся в пропускании расплавленного металла через каналы, выполненные в теле оправки, отличающееся тем, что с целью совмещения процесса плавки и заливки металла, оправку поднимают к металлической заготовке и вращают, расплавляя заготовку теплом, выделяющимся в процессе трения. Л И Т Е Р А Т У Р А К 1.2. Я.Н.Ройтенберг, Гироскопы, М., "Наука", 1975 В.А.Павлов, Гироскопический эффект, его проявление и использование, Л., "Судостроение", 1972 Н.В.Гулия, Возрожденная энергия, "Наука и жизнь", 1975, нр-7. К 1.3. А.А.Силин, Трение и его роль в развитии техники, М., "Наука", 1976. И.В.Крагельский, Трение и износ, М., "машиностроение",1968 Д.Н.Гаркунов, Избирательный перенос в узлах трения, М., "Транспорт", 1969. 2. Д Е Ф О Р М А Ц И Я . 2.1. Общая характеристика. В самом общем случае под деформацией понимается такое изменение положение точек тела, при котром меняется взаимные расстояния между ними. Причинами деформаций, сопровождающихся изменениями формы и размеров сплошного тела, могут служить механические силы, электрические, магнитные, гравитационные поля, изменения температуры, фазовые переходы и т.д. В теории деформации твердых тел рассматриваются многие типы деформаций-сдвига, кручения и т.д. Формальное описание их можно отыскать в любом курсе сопромата. Если деформация исчезает после снятия нагрузки, то она называется упругой, в противном случае имеет место пластическая деформация. Для упругих деформаций справедлив закон Гука, согласно которому деформация пропорциональна механическому напряжению.Если рассматривать деформации на атомарном уровне то упругая деформация характеризуется,прежде всего практически одинаковым изменением растояния между всеми атомами кристала; при пластических деформациях возникают дислокации-линейные дефекты кристалической решотки. Величина деформации любого вида определяется свойствами деформируемого тела и величиной внешнего воздействия; следовательно,имея данные о деформации, можно судить либо о свойствах тела,либо о воздействиях; в некоторых случаяхи о том и о другом, а в некоторых- о степени изменения свойств деформируемого тела при том или ином внешнем воздействии. А.с. 232571: Способ измерения спорных реакций машин и станков в эксплуатационных условиях,отличающийся тем, что,с целью определения реакций в спорах с резиновым упругим элементом, измеряют величину деформации свободной поверхности резинового упругого
элемента, по кото рой судят о величине опорной реакции. 2.1.1. С в я з ь э л е к т р о п р о в о д н о с т и с д е ф о р м а ц и е й. В 1975 году зарегистрировано открытие: обнаружена зависимость пластической деформации металла от его проводимости. При переходе в сверхпроводящее состояние повышается пластичность металла. Обратный переход понижает пластичность. Напомним, что макроскопическая пластическая деформация осуществляется перемещением большого количества дислокаций, способность же кристалла оказывать сопротивление пластической деформации определяется их подвижностью. Эффект наблюдался на многих сверхпроводниках при различных способах механических испытаний. В экспериментах было обнаружено значительное повышение пластичности металла /разупрочнение/ при переходе его в сверхпроводящее состояние. Величина эффекта в некоторых случаях достигла нескольких десятков процентов.Детальное изучение явления разупрочнения привело к выводу,что "виновником" его следует считать изменение при сверхпроводящем переходе тормозящего воздействия электронов проводимости на дислокации. Силы "трения" отдельной дислокации об электроны в несверхпроводящем металле резко уменьшаются при сверхпроводящем переходе.Таким образом, обнаружена прямая связь механической характеристики металлаего пластичности с чисто электронной характеристикой-проводимостью. Главный вывод-электроны металлов тормозят дислокации в с е г д а.Сверхпроводящий переход помог выявить роль электронов и позволил оценить электронную силу торможения. Но переход в сврхпроводящее состояние- не единственная возможность влиять на электроны. Этому служит магнитное поле, давление и т.д. Ясно, что такие воздействия должны изменять и пластичность металла, особенно, когда электроны- главная причина торможения дислокаций. Магнитное поле в сочетании с низкой температурой способны изменять буквально все свойства вещества: теплоемкость, теплопроводность,упругость,прочность и даже цвет. Появляются новые электрические свойства. Превращения происходят практически мгновенно- за 10 в11-ой и 10 в12ой сек. Исходя из экспериментов ожидают использования новых эффектов в обычных условиях. 2.1.2. Э л е к т р о п л а с т и ч е с к и й э ф ф е к т в м е т а л л а х Установлен электропластический эффект в металлах и доказана возможность его применения для практических целей. Открытие этого эффекта привело к более глубокому пониманию механизма пластической деформации, расширило представление о взаимодействии свободных электронов в металле с носителями пластической деформации-дислокациями. Появилась возможность управлять механическими свойствами металлов, в частности, процессом обработки металлов давлением. Например, деформировать вольфрам при температурах не превышающих 200 гр.С и получить из него прокат с высоким качеством поверхности. В экспериментах с импульсным током было найдено, что электрический ток увеличивает пластичность и уменьшает хрупкость металла. Если создать хорошие условия теплоотвода от деформируемых образцов и пропускать по ним ток высокой плотности 10 в4-ой 10 в6-ой а/см./2 то величина эффекта будет будет порядка десятков процентов. Электрический ток вызывает также увеличение скорости релаксации напряжений в металле и оказывается удобным технологическим фактором для снятия внутренних напряжений в металле. Электропластический эффект также линейно зависит от плотности тока (вплоть до 10 в5-ой а/см./2 ) и имеет большую величину при импульсном токе, а при переменном вообще не наблюдается. Видна связь явления разупрочнения металла при сверхпроводящем переходе с электропластическим эффектом. В этом и другом случае происходит разупрочнение металла. Однако, если в первом случае в основе явления лежит уменьшение сопротивления движению и взаимодействию дислокаций при устранении из металла газа свободных электронов,во втором случае причиной облегчения деформации является участие самого электронного газа в
пластической деформации металла. Электронный газ из пассивной и тормозящей среды превращается в среду, имеющую направленный дреф и поэтому ускоряющую движение и взаимодействие дислокацийе (или снижающую обычное электронное торможение дислокаций) Этот эффект уже находит свое применение на практике: А. "Способ снижения прочности металлов, например,при пластической деформации при котором через заготовку пропускают электрический ток отличающийся тем, что с целью снижения прочности металла при сохранении его низкой температуры, к заготовке прикладывают импульсы тока плотностью преимущественно 10 а/см./2, с частотой подачи 20-25Гц. 2.1.3. Ф о т о п л а с т и ч е с к и й э ф ф е к т . Естественно ожидать изменение пластических свойств и при других воздействиях на электронную структуру образца. Например, воздействие светового излучения на кристалы полупроводника вызывает в них перераспределение электрических зарядов. Не будет ли свет влиять на пластические свойства полупроводников? Советские ученые Осиньян и Савченко на этот вопрос отвечают утвердительно. Их открытие зарегистрировано под номером 93 в такой формулировке: "Установлено ранее неизвестное явление,заключающееся в изменении сопротивления пластической деформации кристаллов полупроводников под действием света, причем максимальное изменение происходит при длинных волн, соответствующих краю собственного поглащения кристаллов". В их опытах образцы полупроводников сжимались и растягивались до наступления пластической деформации. Затем образец освещался светом. Вызванное им перераспределение носителей заряда оказывало тормозящее действие на дислокации носителей пластической деформации и тотчас прочность образца увеличивалась почти вдвое. Стоило выключить свет, как прочность уменьшалась и вскоре достигала своего первоначального значения. Дальнейшие исследования привели к наблюдению еще одного интересного явления - и н ф р а к р а с н о г о гашения фотопластического эффекта. Эффект фотопластичности предполагается использовать для разработки нового типа элементов автоматики, новой тех нологии полупроводнико,для создания качественно новых приемников видимого светового и инфракрасного излучения. 2.1.4. Э ф ф е к т Б а у ш и н г е р а . При упругих деформациях перемена знака внешнего усилия вызывает только изменение знака деформации,без изменения ее абсолютной величины. Если же под влиянием внешних усилий в металле возникают дислокации,т.е. наступает режим пластической деформации то упругие свойства металла изменяются и начинает сказываться влияние знака первоначальной деформации. Если металл подвергнуть слабой пластической деформации нагрузкой одного знака,то при перемене знака нагрузки обнаруживается понижение сопротивления начальным пластическим деформациям (эффект Баушингера). Возникшие при первичной деформации дислокации обуславливают появление в металле остаточных напряжений, которые складываясь с рабочими напряжениями при перемене знака нагрузки,вызывают снижение предела пропорциональности,упругости и текущести материала. С увеличением начальных пластических деформаций величина снижения механических характеристик увеличивается. Эффект Баушингера явно проявляется при незначительном начальном наклепе.Низкий отпуск наклепанных материалов ликвидирует все проявления эффекта Баушингера. Эффект значительно ослабляется при многократных циклических нагружениях материала с наличием малых пластических деформаций разного знака 2.1.5. Э ф ф е к т П о й н т и н г а . Пойнтингом было установлено,что при закручивании стальных и медных проволок они не только закручиваются, но также упруго удлиняются и увеличиваются в объеме. Удлинение проволоки
примерно пропорционально квадрату угла закручивания: при заданном значении угла удлинение пропорционально квадрату радиуса. Диаметр проволоки при закручивании уменьшается, величина радиального сжатия при этом пропорциональна квадрату угла закручивания. Эффект был открыт давно, и еще Пойнтингом было доказано,что удлинение при закручивании не связано с изменениями модуля ЮНГА -это позволяет предполагать,что свойства материала остаются без изменений. Эффект Пойтинга нашел применение в машиностроении. Пример тому А.с.546456: Способ демонтажа прессовых соединений деталей типа вал-втулка путем воздействия на охватываемую деталь усилием выпрессовки, отличающийся тем, что с целью снижения усилия выпресовки, например, подшипников качения с вала, перед выпрессовкой,охватываемую деталь,например,вал, скручивают. Малая величина эффекта позволяет указать на возможность его применения в некоторых областях измерительной техники. Калиброванные изменения радиуса- это переменный калибр толщины: радиальное сжатие с одновременным удлинением -это изменение (хотя и малое,но надежно калибрированное) электросопротивления проволоки и т. д. 2.2 Передача энергии при ударах. Эффект Александрова. Коэффициент передачи энергии от ударяющего тела к ударяющему зависит от отношения их массчем больше это отношение,тем больше передаваемая энергия. Поэтому в машинах ударного действия всегда старались учесть это соотношение, по крайней мере,до 1954 года,когда Е.В.Александровым было установлено, что с ростом соотношения масс коэффициент передачи растет лишь до определенного критического значения,определяемого свойствами и конфигурацией соударяющихся тел (удар упругий) При увеличении отношения масс соударяющихся тел сверх критического коэффициента передачи энергии определяется не реальным соотношением масс а критическим значением этого отношения. Соответственно,коэффициент востановления определяется формой и массой соударяющихся тел и степенью рассеяния энергии. Очевидно,этот эффект обязательно должен учитываться при проектировании машин ударного действия. Наглядная иллюстрация к тому: А.с.. 203557 Механизм для воздействия на твердое тело ударной нагрузкой,содержит два или более соударяющихся элементов,причем один из них является рабочим, непосредственно воздействующим на твердое тело, отличающийся тем,что в нем предусмотрено средство для создания перед каждым соударением элементов дополнительного зазора в системе "соударяющиеся элементы-твердое тело" и один или несколько из соударяющихся элементов, за исключением рабочего, выполнены из материала с меньшим модулем упругости, чем материал элемента. На основе открытия Александрова создан так называемый механический полупроводник,в котором передача энергии практически осуществляется только в одном направлении, независимо от жесткости опоры. На этой основе уже создан новый отбойный молоток,который в два раза легче серийного и обладает большой производительностью.Теоретически доказана возможность и целесообразность бурения на глубинах до 100 м без погружения бурильной машины в скважину. А.с..447496: Наддолотный утяжелитель,состоящий из несоединенных между собой свободно установленных на бурильной колонне грузовых трубчатых элементов, отличающихся тем,что с целью усиления ударных нагрузок на долото, каждый вышележащий грузовой трубчатый элемент имеет большую массу по сравнению с нижележащими. 2.3. Эффект радиационного распухания металла. Как бы не пытались исправить деформированную деталь, она все равно вспомнит свойдефект,частично востановит прежнюю покоробленность.Виной тому внутреннее напряжение
в материалах. Они существуют всегда.Отжиг ликвидирует их в металлах, но при остывании, которое идет не равномерно,внутренние напряжения хотя и ослабленные,появляются вновь.С помощью холодной правки идеально выгладить стальное изделие невозможно. Здесь на помощь может прийти радиоактивное излучение. При облучении нейтроны врываются в недра металла и, сталкиваясь с ядрами ионов (или атомов) выбивают их из узлов кристалической решотки.Те,в свою очередь,ударяясь о другие ионы, либо остаются на месте,либо оставляют эти места свободными. Большая же часть ионов внедряется в междоузлия.Обрабатываемая часть изделия при этом увеличивает свой объем. Так вот, если изогнутую деталь подвергнуть радиоактивному облучению с выгнутой стороны, то внедрившиеся частицы, расталкивая ионы и атомы кристаллической решотки, начнут разгибать деталь. Изменения кривизны можно контролировать обычным измерительным прибором,следить за ней постоянно во время правки и закончить процесс точно на "нуле". Причем править можно в сборе, на готовой машине. Действие радиации легко расчитать. Известно,что максимальное изменение объема стали при нейтронном облучении составляет 0,3% . Например,если подвергнуть облучению только средний участок стальной детали длиной 1000мм и высотой 50мм ,то устраняется прогиб в 2,5мм. Не металические и композиционные материалы при облучении изменяют свой объем еще сильней.Например,пластмассы - до 24% . С помощью радиации мы не просто выпрямляем деталь, а перераспределяем внутренние напряжения до нового равновесного состояния массой внедрившихся частиц. Поэтому изделие самопроизвольно уже не разогнется. Этот способ защищен авторским свидетельством . 395147 (см.18.5.1) 2.4. С п л а в ы с п а м я т ь ю . Некоторые сплавы металлов: титан-никель,золото-кадмий, медь-алюминий обладают "эффектом памяти". Если из такого сплава изготовить деталь,а затем ее деформировать,то после нагрева до определенной температуры деталь востанавливает в точности свою первоначальную форму. Из всех известных сейчас науке сплавов "с памятью" наиболее уникальны по спектру свойств сплавы из титана и никеля: сплавы ТН (за рубежом они известны под названием нитинол). Сплавы ТН развивают большие усилия при восстановлении своей формы. Этим воспользовались в Институте металлургии им. А.А.Бойкова. После того, как нитинолу дадут "запомнить" слежную форму, изделие вновь превращается в плоский лист. На его поверхность наносят обычными приемами - с помощью проката, напыления, сварки взрывом или как-либо иначе слой любого другого металла или сплава. Такой металлический слоеный пирог после нагревания вновь превращается в деталь сложной конфигурации. Таким способом можно, в принципе создавать многослойные изделия любой формы, которые обычными приемами сделать никак нельзя. ТН сплавы легко обрабатываются, из них изготавливают всевозможные изделия: листки, прутки, поковки. Кроме того, эти сплавы сравнительно экономичны, коррозионностойки, хорошо гасят вибрации. Из нитинола американцы сделали антенны для спутников. В момент запуска антенна свернута, занимает очень мало места. В космосе же нагретая солнечными лучами, она принимает сложнейшие формы, приданные ей еще на Земле. При соединении полых деталей с каркасом заклепки из сплава ТН существенно упростят дело. Вставили заклепку "с памятью", нагрели ее, она "вспомнила", что уже была некогда расплющена, и приняла свою первоначальную форму. Сплавы "с памятью" открывают новые возможности в деле непосредственного преобразования тепловой энергии в механическую. Нагретую ТНпроволочку свернули в спираль. Охладили, подвесили гирькупружинка растянулась. Если теперь через проволочку пропустить электрический ток, пружинка нагреется и восстановит свою форму -
гирька поползет вверх, выключаем ток - гирька вновь спускается и т.д. По сути дела - это искуственный мускул. На этом принципе можно делать двигатели нового типа, использующие даровую энергию Солнца. Перспективы для сплавов "с памятью" самые заманчивые: тут и тепловая автоматика, быстродействующие датчики, термоупругие элементы, реле, приборы контроля, тепловые домкраты, напряженный железобетон и многое другое. ЛИТЕРАТУРА К 2.1.1. М.И.Каганов, В.Д.Нацик, Электроны тормозят дислокацию "Природа", 1976, н'5, стр.23-24: н'6, стр.131-139. К 2.1.2. В.И.Спицын, О.А.Троицкий, Электропластическая деформация металлов, "Природа", 1977. К 2.1.3. Ю.Осипьян, И.Савченко, "Письма в ЖЭТФ, вып.7, н'4. К 2.1.4. С.И.Ратнер, Ю.С.Данилов, Изменение пределов пропорциональности и текущести при повторном нагружении, "Заводская лаборатория", 1950, н'4. Ф.Ходж Теория идеально пластических тел, М.. "ИЛ", 1956 К 2.4. И.И.Карнилов и др., Никелид титана и другие сплавы с эффектом "памяти", "Наука", 1977. 3. МОЛЕКУЛЯРНЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 3.1. Тепловое расширение вещества. Все вещества (газы, жидкости, твердые тела) имеют атомно-молекулярную структуру. Атом, равно как и молекулы, во всем диапозоне температур находятся в непрерывном хаотическом движении, причем, чем выше температура обьема вещества, тем выше скорость перемещения отдельных атомов и молекул внутри этого обьема (в газах и жидкостях) или их колебания - в кристаллических решетках твердых тел. Поэтому с ростом температуры увеличивается среднее расстояние между атомами и молекулами, в результате чего газы, жидкости и твердые тела расширяются - при условии, что внешнее давление остается постоянным. Коэффиценты расширения различных газов близки между собой (около 0,0037 град в степени "-1"; для жидкостей они могут различаться на порядок (ртуть - 0,00018 град в степени "-1", глицерин - 0,0005 град в степени "-1", ацетон - 0,0014 град в степени "-1", эфир - 0,007 град в степени "-1"). Величина теплового расширения твердых тел определяется их строением. Структуры с плотной упаковкой (алмаз, платина, отдельные металлические сплавы) мало чувствительны к температуре, рыхлая, неплотная упаковка вещества способствует сильному расширению твердых тел (аллюминий, полиэтилен). 3.1.1. При температурном расширении или сжатии твердых тел развиваются огромные силы; это можно использовать в соответствующих технологических процессах. Например, это свойство использовано в электрическом домкрате для растяжения арматуры при изготовлении напряженного железобетона. Принцип действия очень прост: к растягиваемой арматуре прикрепляют стержень из металла с подходящим коэффициентом термического расширения. Затем его нагревают, током от сварочного трансформатора, после чего стержень жестко закрепляют и убирают нагрев. В результате охлаждения и сокращения линейных размеров стержня развивается тянущее усилие порядка сотен тонн, которое растягивает холодную арматуру до необходимой величины. Так как в этом домкрате работают молекулярные силы, он практически не может сломаться. 3.1.2. С помощью теплового расширения жидкости можно создать необходимые гидростатические давления. А.с. н' 471140: Устройство для волочения металлов со смазкой под давлением, содержащее установленные в корпусе рабочую и уплотнительную волоки, образующие между собой и корпусом камеру (в которой находится смазка). Ред.(и средства для создания высокого давления, ОТЛИЧАЮЩИЕСЯ тем, что с целью упрощения конструкции и повышения производительности средство для создания в камере высокого давления выполнено ввиде нагревательного элемента, расположенного внутри камеры.
3.1.3. Тепловое расширение может просто решить технические задачи, которые обыными средствами расширяются с большим трудом. Напрмер, для того чтобы ступица прочно охватывала вал, первую перед напрессовкой нагревают. После охлаждения надетой на вал ступицы силы термического сжатия делают этот узел практически монолитным. Но как после этого разобрать данное соединение? Механически - почти не возможно без риска испортить деталь. Но достаточно сделать вал из металла коэффицентом термического или, если это невозможно, ввести в сопрягаемое пространство прокладку из металла с меньшим терморасширением, как техническое противоречие исчезает. Общеизыестные биметаллические пластинки - соединенные каким-либо способом две металлические полоски с различным терморасширением - являются отличным преобразователем тепловой энергии в механическую. А.с. н 175190: Устройство для учета колличества наливов металла в изложницу, о т л и ч а ю щ е е с я тем,что с целью автоматизации процесса учета,оно выполнено ввиде корпуса,прикрепленного,к изложнице,в полости,которого расположено счетное устройство, состоящее из трубки с шариками и биметаллической пластинки, на конце которой укреплен отсекатель,пропускающий при нагреве пластинки шарик,падающий в накопительную емкость. Использование эффекта различного расширения у различных металлов позволило создать т е п л овойдиод. А.с 518614: Тепловой диод,содержащий входной и выходной теплопроводы,имеющие узел теплового контакта о т л и ча ю щ и й с я тем,что с целью упрощения конструкции, узел теплового контакта выполнен по типу "вилка-розетка" и вилка выполнена в теле входного, а розетка в телевыходного теплопроводов. 2.Диод по пункту 1, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что входной теплопровод выполнен из материала с высоким коэффициентом линейного удлинения,например меди, а выходной - из материала с малым коэффициентом линейного удлинения,например,инвара. 3.1.4. Тепловое расширение,как процесс обратимый и легко управляемый,применяется при проведении весьма филигранных работ, таких,как микроперемещение объектов,например,в поле зрения микроскопа или измерения с помощью тепловых электроизмерительных приборов. Патент США 3569707 Устройство для измерения импульсного излучения при помощи теплодатчиков.Энергия,поглащаемая материалом,на который воздействует импульсное ядерное излучение,измеряется путем детектирования теплового расширения этого материала тензодатчиками. 3.2. Фазовые переходы.Агрегатные состояния веществ. При фазовых переходах первого рода скачком изменяются плотность веществ и энергия тела; очевидно,при фазовых переходах первого рода в с е г д а выделяется или поглощается конечное количество тепловой энергии. При фазовых переходах второго рода плотность и энергия меняются непрерывно, а скачок испытывает такие величины, как теплоемкость,теплопроводность; фазовые переходы второго рода не сопровождаются поглощением или выделением энергии. Примером фазового перехода второго рода может служить переход жидкого гелия в сверхтекучее состояние,переход форромагнетика в парамагнетик при точке Кюри,переупорядочение кристаллов сплавов и др. Характерным примером фазового перехода первого рода может служить перход вещества из одного агрегатного состояния в другое. В физике рассматривают четыре агрегатных состояния: твердое, жидкое, газообразное и плазменное. При переходах из одного агрегатного состояния в другое, как уже отмечено выше, обязательно выделяется или поглощается тепло. Переход от более упорядоченных структур к менее
упорядоченным требуют притока тепла извне, при обратных переходах выделяется такое же колличество тепла, которое поглощается при прямом переходе. Отметим, что, как правило, переход из одного агрегатного состояния в другое обычно имеет место при постоянной температурк, таким образом, фазовый переход является источником Э или поглотителем тепла, работающим практически при постоянной температуре. А.с.н 426030: Способ изолирования катушки индуктивности в глубинном приборе путем заполнения диэлектриком камеры, в которой расположена катушка, отличающийся тем, что с целью упрощения конструкции прибора и повышения его эксплуатационной надежности, в качестве диэлектрика используют вещество, температура плавления которого ниже минимальной температуры в зоне измерения и выше температуры корпуса прибора перед его спуском и в период спуска в скважину. Нередко изменения агрегатного состояния вещества позволяет очень просто решать до этого почти неразрешимые технические задачи. Например, как заполнить послойно емкость смешивающимися между собой жидкостями? А.с.н 509275: Способ послойного заполнения емкости смешивающимися жидкостями путем последовательного анализа их, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса, первую жидкость налитую в емкость, замораживают, следующую жидкость наливают на верхний слой замороженной жидкости, а затем последнюю размораживают. При изменениях агрегатного состояния резко изменяются электрические характеристики вещества. Так,если металл в твердом или жидком виде-проводник,то пары металла-типичный диэлектрик. Это свойство остроумно использовано в патенте США Прибор для измерения давления жидкого металла содержит пробоотборную трубку типа трубки Вентури. Через участок этой пробоотборной трубки пропускается регулируемый электрический ток. При определенной величине тока, температура взятой пробы жидкого металла возрастает до тех пор,пока жидкий металл не перейдет в парообразное состояние, в результате чего ток прерывается. Период времени в течение которого через участок пробоотборной трубки протекает ток,является функцией давления жидкого металла в системе. Таким образом, период времени при отборе пробы и подсчете импульсов тока вплоть до момента испарения определяется давлением жидкого металла в системе. 3.2.1. Как отмечалось выше,перекристаллизация металла является фазовым переходом второго рода. В момент перекристаллизации возникает э ф ф е к т с в е р х п л а с т и ч н о с т и металла. В этот момент металл, ранее имевший прочную и сверхпрочную структуру,становится пластичным как глина.Но длится это явление считанные мгновения и протекает в очень узком,причем непостоянном интервале температур.Непосредственно подстеречь момент,когда начинается фазовое превращение, невозможно,но известно,что при перестройки кристаллической решотки металл начинает переходить из паромагнитного состояния в феромагнитное,что сопровождается резким изменением его магнитной проницаемости. Этим воспользовались авторы изобретения. По А.С..207678 пусковое устройство пресса связано с прибором улавливающим момент фазового перехода: заготовку,нагретую до температуры чуть выше интервала фазового превращения,кладут в матрицу пресса.Остывая металл заготовки в момент перекристаллизации резко изменяет свою магнитную проницаемость,что отмечается изменением тока в измерительной обмотке прибора,который включает пресс. Чтобы продлить время сверхпластичности,датчик фазового превращения связывают нетолько с пусковым устройством прсса,но и с нагревательными элементами.Пилообразно гоняя заготовку вверх и вниз по всему интервалу температурфазового превращения,можно поддерживать состояние сверхпластичности сколь угодно долго. Ничто не мешает использовать датчики,которые реагировали бы на изменение других физических свойств обрабатываемого материала,
например,электросопротивления,теплоемкости и т.д. Значит, принцип действия можно распространить и на немагнитные материалы. У сталей существует еще один фазовый переход,идущий при очень низких температурах (ниже минус 60 градусов С ), когда аустенит в стали переходит в мартенсит. И в этот момент наблюдается эффект сверхпластичности. Значит можно в принципе, отказаться от горячей штамповки, совместив процесс штамповки в сверхпластичном состоянии с закалкой стали в жидком азоте. 3.2.2. Интересно,что мартенсит имеет меньшую плотность, чем аустенит. Если к изогнутой деформацией части детали приложить хотя бы кусок "сухого льда",температура которого минус 67 градусов С,то обрабатываемый участок расширится, распрямив тем самым деталь. А поскольку фазовый переход необратим, то самопроизвольного востановления кривизны в дальнейшем не произойдет.Превращение десяти процентов аустинита в мартенсит вызывает увеличение 100 миллиметрового диаметра изделия на 130 микрометров,а переход 40% аустенита в мартесит -400 микрометров. К плюсам нового метранадо добавитьеще один: выдержка при низкой температуре в течение 5 минут и 5 часов дает практически одинаковые результаты.Ну, и конечно, обработку изогнутых деталей холодом, как и радиацией,можно вести в собранной,готовой машине (сравни с 2.3). На этот способ выдано авторское свидетельство .414027. Изменяется плотность при фазовых переходах и у других веществ (например у воды и олова),что позволяет использовать их для получения высоких давлений. Прифазовых переходах второго рода также наблюдаются интересные изменения макроскопических свойств объектов(см.8.8) У хрома есть любопытная температурная точка 37 градусов С, в котором он претерпевает фазовый переход,при этом у него скачком изменяется модуль упругости. На этом свойстве основан ряд изобретений. А.С.266471: Двигатель,содержащий деформируемые при изменении температуры рабочего тела упругие элементы, кинематически связанные с механизмом отбора мощности, отличающийся тем,что с целью получения полезной работы при малых перепадах температур рабочего тела,упругие элементы выполнены предварительно напряженными и изготовлены из материала со скачкообразно изменяющимся при определенной температуре модулем упругости,например, изчистого хрома. В А.С. .263209 чувствительным элементом термометра является пружина из чистого хрома. 3.3. Поверхностное натяжение жидкостей.Капилярность. Любая жидкость ограничена поверхностями раздела отделяющими ее от какой-либо другой среды-вакуума,газа,твердого тела,другой жидкости.Энергия поверхностных молекул жидкости отлична от энергии молекул внутри жидкости именно всилу того, что те и другие имеют различных соседей - у внутренних молекул все соседи одинаковы, у поверхностных - такие же молекулы расположены только с одной стороны. Поверхностные молекулы при заданной температуре имеют определенную энергию;перевод этих молекул внутрь жидкости приведет к тому,что их энергия изменится (без изменения общей энергии жидкости). 3.3.1. Разность этих энергий носит название п о в е р х н о с т н о й э н е р г и и. Поверхностная энергия пропорциональна числу поверхностных молекул (т.е.площади поверхности раздела) и зависит от параметров соприкасающихся сред; эта зависимость обычно характеризуется коэффициентом поверхностного натяжения. Наличие поверхностной энергии вызывает появление сил поверхностного нажатия,стремящихся сократить поверхность раздела. Такое стремление есть следствие общего физического закона,согласно которому любая система стремится свести свою потенциальную энергию к минимуму.Жидкость,находящаяся в невисомости,будет принимать форму шара,поскольку
поверхность шара минимальна среди всех поверхностей, ограничивающих заданый объем. Конечно,поверхностные силы существуют и в твердых телах, но относительная малость этих сил не позволяет им изменить форму тела,хотя при определенных условиях поверхностные силы могут привести к сглаживанию ребер кристаллов. 3.3.2. При контакте жидкости с твердой поверхностью говорят о с м а ч и в а н и и. В зависимости от числа фаз участвующих в смачивании,различают имерсионное смачивание(смачивание при полном погружении твердого тела в жидкость),в котором участвуют только две фазы,и контактное смачивание ,в котором наряду с жидкостью с твердым телом контактирует третья фаза - газ или другая жидкость. Характер смачивания определяется прежде всего физико-химическими воздействиями на поверхности раздела фаз,которые участвуют в смачивании. При контактном смачивании свободная поверхность жидкости около твердой поверхности (или около другой жидкости) искривлена и называется мениском Линия,по которой мениск пересекается с твердым телом (или жидкостью),называется периметром смачивания.Явление контактного смачивания характеризуется краевым углом между смоченой поверхностью твердого тела(жидкости) и мениском в точках их пересечения (периметром смачивания) В зависимости от свойств соприкасающихся поверхностей происходит смачивание (вогнутый мениск) или несмачивание (выпуклый мениск) поверхности жидкостью. Автоматический дозатор из одной детали.Такой деталью служит перфорированная фторопластовая пленка. В этой пленке всегда задерживается одинаковый по высоте столбик жидкости. Фторопласт практически не смачивается поэтому скорость истечения через отверстие зависит только от давления. Кроме отбора проб жидкости из потока , такой дозатор может служить для измерения коэффициента поверхностного натяжения (ИР-6.5,С.33) 3.3.3. При растекании жидкости по ее собственному монослою адсорбированному на высокоэнергетической поверхности наблюдается э ф ф е к т а в т о ф о б н о с т и. Эффект заключается в том,что при контакте жидкости, имеющей низкое поверхностное натяжение , с высокоэнергетическими материалами, происходит вначале полное смачивание, а затем,через некоторый промежуток времени , условия полного смачивания перестают выполняться. В результате изменится направление движения периметра смачивания - жидкая пленка начинает собираться в каплю (или несколько капель) с конечным краевым углом.На ранее смоченных участках твердого тела остается прочно фиксированный монослой молекул жидкости. Эффект используется для нанесения монослойных покрытий на твердые материалы. 3.3.4. К а п и л я р н о е д а в л е н и е - появляется из-за искривления поверхности жидкости в капиляре.Для выпуклой поверхности давление положительно, для вогнутой - отрицательно. Эффект определяет движение жидкостей в порах,влияет на кипение и конденсацию. К а п и л я р н о е и с п а р е н и е - увеличение испарения жидкости вследствие понижения давления насыщенного пара над выпуклой поверхностью жидкости в капиляре; используется для облегчения кипения путем изготовления шероховатых поверхностей. К а п и л я р н а я к о н д е н с а ц и я - увеличение конденсации жидкости вследствие понижения давления насыщенного пара над вогнутой поверхностью жидкости в капиляре. Пар может конденсироваться притемпературе выше точки кипения. Используется для осушки газов, в хроматографии. Течение жидкости в капилярах а также в полуоткрытых каналах,например, в микротрещинах и царапинах. А.С 279583. Распределитель жидкости,например, в колоннах с насадкой состоящей из перфорированной плиты с укрепленной на ней трубкой для подачи жидкости,отличающийся тем,чтос целью равномерного распределения жидкости при малых расходах,трубки выполнены
ввиде капиляров,нижние концы имеют косые срезы. А.С..225284 Солнечный концентратор для термоэлектрогенератора отличающийся тем,что с целью сохранения высокого коэффициента отражения в течение всего времени работы,егоотражающая поверхность выполнена ввиде сотовой пористой или капилярной структуры,заполненной расходуемым металлом или сплавом, поступающим благодаря капилярным силам с тыльной стороны концентратора. 3.3.5. Эффект капилярного подъема (опускания) -возникает из-за различия давлений над и под поверхностью жидкости в капилярном канале.Связь между характером смачивания и капилярным давлением оказывает большое влияние на возможность проникновения жидкостей в поры и на их вытеснениеиз пор,что в свою очередь играет важную роль в процессах пропитки,фильтрации,сушки и т.д. 3.3.6. Открытие .109: У л ь т р а з в у к о в о й к а п и л я р н ы й э ф ф е к т - увеличение скорости и высоты подъема жидкости в капилярах при непосредственном воздействии ультразвука в десятки раз. Этот эффект реализован в А.С.315224 "Способ ультразвуковой пропитки пористых материаловв" в А.он применен для резкого повышения эффективности тепловой трубы,для чего в зоне конденсации тепловой трубы прикрепили через акустический концентратор излучатель магнитострикционного типа, соединенный с генератором ультразвуковой частоты. Ультразвук, воздействуя на пористый фитиль,способствует быстрейшему возврату конденсата в зону испарения.При этом величина максимального удельного теплового потока вырастает на порядок . 3.3.7. Т е р м о к а п и л я р н ы й э ф ф е к т - зависимость скорости растекания жидкости от неравномерности нагрева жидкого слоя.Эффект объясняется тем,что поверхностное натяжение жидкости уменьшается при повышении температуры. Поэтому приразличии температур в разных участках жидкого слоя возникает движущая сила растекания,которая пропорциональна градиену поверхностного натяжения жидкости.В результате возникает поток жидкости в смачивающей пленке.Влияние неравномерного нагрева различно для чистых жидкостей и растворов (например,поверхностноактивных). У чистых жидкостей перетекание происходит от холодной зоны к горячей. При испарении ПАВ, уменьшающих поверхностное натяжение,жидкость начинает перетекать от горячей зоны к холодной. В общем случае движение жидкости определяется тем,что как изменяется поверхностное натяжение в зоне нагрева от температуры и испарения какого либо компонента. 3.3.8. Э л е к т р о к а п и л я р н ы й э ф ф е к т -зависимость поверхностного натяжения на границе раздла твердых и жидких электродов с растворами электролитов или расплавами ионных соединений от элетрического потенциала. Эта зависимость обусловлена образованием двойного электрического слоя на границе раздела фаз. Изменением потенциала можно осуществить инверсию смачивания - переход от несмачивания к смачиванию и наоборот. 3.3.9. К а п и л я р н ы й п о л у п р о в о д н и к. Капиляры обладают способностью избирательной проницаемости. Шейки пор капиляров затрудняют движение только смачивающей жидкости и способствуют продвижению несмачивающей (биологические мембраны). 3.4. Сорбция. Как уже отмечалось в предыдущем параграфе, любая поверхность, вещества обладает свободной энергией поверхности (СЭП). Все поверхностные явления сводятся к взаимодействию атомов и молекул,которые происходят в двумерном пространстве при непосредственном участии СЭП. Любую твердую поверхность можно представить себе как "универсальный магнит", притягивающий любые частицы, оказавшиеся поблизости. Отсюда вывод: поверхность любого твердого тела обязательно "загрязнена" молекулами воздуха и воды. Опыт показывает ,что чем выше степень дисперсности данного тела, тем больше количество частиц другого тела оно поможет поглотить своей
поверхностью.Процесс самопроизвольного"сгущения" растворенного или парообразного вещества (газа) на поверхности твердого тела или жидкости носит название с о р б ц и и . Поглащоющее вещество называется с о р б е н т о м , а поглощаемое с о р б т и в о м . Процесс , обратный сорбции называется д е с о р б ц и е й. В зависимости от того насколько глубоко проникают частицы на адсорцию,когода вещество поглощается на поверхности тела, и абсорцию,когда вещество поглощается всем объемом тела. В зависимости от характера взаимодействия частиц сорбента и сорбтива, сорбция физическая (взаимодействие обусловлено силами когезии и адгезии т.е. силами Ван-дер-Ваальса) и химическая,или ее еще называют, хемосорбция; 3.4.1. Особое положение занимает сорбционный процесс, называемый к а п и л л я р н о й к о н д е н с а ц и е й. Сущность этого процесса заключается не только в поглощении, но и в конденсации твердым пористым сорбентом, например, активизированным углем газов и паров. Из всех перечисленных выше сорбционных явлений наибольшее значение для практики имеет адсорбция. Чем менее энергетичны молекулы, тем легче они адсорбируются на твердой поверхности. С уменьшением температуры адсорбата (газа) адсорбация увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При адсорбации молекулы газа, сталкиваясь с поверхностью прекращают движение. Значит: они теряют энергию, а "лишняя" энергия должна выделяться. Вот почему при физической адсорбации выделяется тепло. Причем: последний процесс, если он идет в закрытом обьеме, сопровождается понижением давления газа. При десорбации же давление газа - сорбтива увеличивается, при этом идет поглощение энергии. Это свойство используют в некоторых теплосиловых установках. А.с. Н 224743: Двухфазное рабочее тело для компрессора теплосиловых установок, состоящее из газа и мелких частиц твердого тела, отличающееся тем, что с целью дополнительного сжатия газа в холодильнике и компрессоре и дополнительного расширения в нагревателе в качестве твердой фазы использованы сорбенты с общей или избирательной поглотительной способностью. Очень интересные явления и эффекты происходят при адсорбции на поверхности полупроводников. 3.4.2. Ф о т о а д с о р б ц и о н н ы й э ф ф е к т Это зависимость адсорбционной способности адсорбента - полупроводника от освещения. При этом эта способность может увеличиваться положительный и уменьшаться (отрицательный фотоадсорбционный эффект). Эффект можно использовать, например, для регулирования давления в замкнутом обьеме. 3.4.3. Влияние э л е к т р и ч е с к о г о п о л я на а д с о р б а ц и ю. Это зависимость адсорбционной способности от величины приложенного электрического поля. Влияет на фотоадсорбционный эффект. Поле прилагают перпендикулярно поверхности полупроводника - адсорбента. 3.4.4. А д с о р б л ю м и н е с ц е н ц и я Это люминесценция, возбуждаемая не светом, а самим актом адсорбции. Свечение длится до тех пор, пока идет процесс адсорбции, и погасает, коль скоро адсорбция прекращается. Яркость свечения пропорциональна скорости адсорбции. Цвет свечения при адсорблюминисценции, как правило, тот же, что и при фотолюминесценции, т.е. определяется природой активатора, введенного в полупроводник, и вовсе не зависит от природы адсорбируемого газа. Адсорболюминесцеция является одним из видов х е м о л ю м и н е с ц е н ц и и (15.4). 3.4.5. Р а д и к а л о - р е к о м б и н а ц и о н н ая л ю м и н е с ц е н ц и я (Р-РЛ). На поверхности полупроводника могут рекомбинировать приходящие из газовой фазы радикалы, напрмер, атомы водорода. При этом происходит свечение полупроводника, которое длится до тех пор, пока на поверхности идет реакция рекомбинации. При Р-РЛ, как и при
адсорболюминесцеции, испускаются те же частоты, что и при фотолюминесценции. Они образуют полосу, которую называют обычно основной полосой. Следовательно, цвет обминесценции меняется при смене активатора, не зависит от природы активатора, но меняется при смене газа, участвующего в реакции.(например, при замене водорода кислородом). Обе полосы в известной мере накладываются друг на друга. Мы видим на примерах адсорболюминесценции и радикалорекомбинационной люминесценции, как электронные процессы в полупроводнике оказываются связанными с химическими процессами, протекающими на его поверхности. В результате адсорбции поверхность полупроводника заряжается. При адсорбции акцепторов она заряжается отрицательно, а доноров - положительно. 3.4.6. А д с о р б ц и о н н а я э м и с с и я. Работа выхода электрона может изменяться под действием адсорбции. Это зависит от того, заряжается ли поверхность при адсорбции положительно или отрицательно, т.е. от природы адсорбируемого газа. В первом случае работа выхода снижается, во втором - возрастает. По тому, как она изменяется, часто можно судить о составе газовой фазы. Давление газовой фазы также влияет на работу выхода. 3.4.7. В л и я н и е а д с о р б ц и и н а э л е к т р о п р о в о н о с т ь п о л у п р о в о д н и к а. Электропроводность поверхности полупроводника монотонно изменяется по мере хода адсорбции, но не достигает некоторого постоянного значения. Часто за процессом можно следить по изменению электропроводности. Адсорбция вызывает увеличение или уменьшение электропроводности полупроводника в зависимости от того, какой газ (акцепторный или донорный) адсорбируется и на каком полупроводнике (электронном или дырочном). Напрмер, кристаллы двуокиси олова изменяют свою проводимость в присутствии водорода, окиси углерода, метана, бутана, пропана, паров бензина, ацетона, спирта. Нагревание кристалла изменяет величину этого эффекта. Это колличественное различие может быть зафиксировано чувствительным прибором. Можно представить себе аппарат, в котором изменение электрических свойств кристалла при появлении в воздухе искомого вещества дает импульс сигнальному устройству отградуированному определенным образом в зависимости от назначения. 3.5. Диффузия. Если состав газовой смеси или жидкости не однороден, то тепловое движение молекул рано или поздно приводит к выравниванию концентрации каждой компоненты во всем обьеме. Такой процесс называется диффузия. при протекании процесса диффузии всегда имеются так называемые диффузионные потоки вещества, величина и скорость которых определяется свойствами среды и градиентов, концентрации. Скорость диффузии в газах увеличивается с понижением давления и ростом температуры. Увеличение температуры вызывает ускорение диффузионных потоков в жидкостях и твердых телах. Кроме градиента концентрации, возникновению диффузионных потоков приводит наличие температурных градиентов в веществе (термодиффузия). Перепад температур в однородной по составу смеси вызывает появление разности концентрации между областями с различной температурой, при этом в газах более легкая компонента газовой смеси скапливается в области с более низкой температурой. Таким образом, явление термодиффузии можно использовать для разделения газовых смесей; этот метод весьма ценен для разделения изотопов. 3.5.1. При диффузионном перемещении двух газов, находящихся при одинаковой температуре, наблюдается явление, обратное термодиффузии: в смеси возникает разность температур - эффект Д ю ф о р а . При диффузионном смешивании газов, составлящих воздух возникающая разность температур составляет несколько градусов.
Явление диффузии молекул в струю пара лежит в основе работы диффузионных вакуумных насосах (пароструйные насосы); термодиффузия паров метилового спирта обеспечивает возможность надежной работы так называемых диффузионных камер приборов для наблюдения ионизирующих частиц. Диффузия в твердых сплавах со временем приводит к однородности сплава. Для ускорения диффузии применяется длительный нагрев сплава (отжиг); уничтожение внутренних напряжений при отжиге металла также есть следствие процессов диффузии и их ускорения при повышении температуры. Создание больших концентраций газа на границе с металлом при создании условий, обеспечивающих некоторое "разрыхление" поверхностного слоя металла, приводит к диффузии газа внутрь металла; диффузия азота в металлы лежит в основе процесса азотирования. Диффузионное насыщение поверхностных слоев металла различными элементами позволяет получать самые различные свойства поверхностей, необходимые в практике. Фактически процессы цементации, алитирования, фосфатирования есть процессы диффузии углерода, аллюминия, фосфора внутрь структуры металла. Скорость диффузии при этом легко регулируется с помощью различных режимов термообработки. А.с Н 461774: Способ производства изделий из низкоулеродистых сталей путем отжига заготовки и холодного выдавливания отличающийся тем, что с целью улучшения условий выдавливания, перед отжигом заготовку подвергают термодиффузионной обработке, преимущественно цементации. 3.6. О с м о с. Осмосом обычно называют диффузию какого-либо вещества через полупроницаемую перегородку. Основное требование к полупроницаемым перегородкам - обеспечение невозможности противодиффузий. Так, если два раствора разной концентрации разделить перегородкой, задерживающей молекулы растворенного вещества, но пропускающего молекулы растворителя, то растворитель будет переходить в концентрированный раствор, рабавляя его и создавая там избыток давления, называемый обычно осмотическим давлением. Питание ратений водой, явление диализа, явление гиперфильтрации, наконец, обычное набухание - все это типично осмотические эффекты.Величина осмотического давления клеток многих растений состовляет 5-10 ат, а осмотическое давление крови человека доходит почти до 8 атм. Энергию осмотического давления предложили использовать авторы английского п а т е н т а Н 1343891 "Способ генерации механической энергии и устройство реализующее этот способ. Конструкция по патенту Н1343891 представляет собой открытую сверху трубу, погруженную в замкнутую полость, куда налита вода. Трубка сделана из прочного металла, в ней насверлено множество мелких отверстий, закрытых полунепроницаемой оболочкой, например, из ацетатцеллюлозы. Труба заполнена концентрированным рассолом и в нее начинает просачиваться вода, т.е. происходит осмос. Создается повышеное давление, поднимающее плунжер, связанный с массивным подпруженным поршнем. Поршень сжимает в цилиндре воздух. Можно создать давление до трех тысяч атмосфер. Сжатый воздух можно использовать для вращения воздушной турбины. Изобретатели утверждают, что их "осмотический двигатель", состоящий из нескольких плунжеров и поршней, будет генерировать мощность достаточную для движения автомобиля. Теория осмотических явлений описывается в курсах термодинамики и статистической физики. Огромна роль осмотических явлений в работе кровеносных систем человека и животных. 3.6.1. Осмос можно усилить (или ослабить) применяя электрические поля. Направленное движение раствора относительно поверхности твердого тела под действием электрического поля носит название электросмоса, являющегося одной из разновидностей электрокинетических
явлений (см.12.1). Липкая масса из смеси влажных грунтов с песком и остатками угля на дне вагонеток почти не поддается очистке даже специальными машинами. Специалисты Новомосковского института предложили использовать для очистки электроосмос под воздействием на вагонетку с породой внешнего электрического поля между ее стенками и грузом (при движении воды относительно твердой горной массы) создается тончайшая водяная пленка. Такой "прокладке" достаточно, чтобы налипшая порода легко отделилась от корпуса вагонетки. А.с. н 240825: Способ сушки изоляции кабелейц в шахтах электросетях с изолированной нейтралью, отличающейся тем, что с целью упрощения процесса токоведущие жилы кабелей подсоединяют к положительному полюсу источника постоянного тока, отрицательный полюс которого соединяют с землей для осуществления сушки за счет использования явления электросмоса. 3.6.2. Явление обратного осмоса применено (США) для получения питьевой воды из сильно загрязненной или соленой (гипельфильтрации). Непосредственно явление обратного осмоса происходит на границе вода - синтетическое волокно: внутрь волокна проходит только вода, оставляя за бортом соли и грязь. Сама установка состоит из многих миллионов волокон, собранных в жгут и помещенных в стальной цилиндр в который подается "грязная" вода под давлением. Предусмотрен отдельный отбор чистой воды и насыщенного раствора. Над проектом электростанции, использующей силы осмотического давления, работают сейчас ученые.Принцип действия такой электростанции прост. Трубу с полупроницаемой мембраной опускют в море. На глубине около 230 метров столб воды создает такой перепад давления на мембране, что она начинает работать как опреснитель. Соленая вода тяжелее пресной примерно на два с половиной процента. Чтобы пресная вода поднялась до уровня моря и стала переливаться через край трубы, трубу необходимо опустить на глубину 8750. Переливающаяся вода может вращать турбину. 3.7. Т е п л о м а с с о о б м е н. Известны три основных механизма теплообмена - конвекция, излучение и теплопроводность, в которой участвуют движущиеся или неподвижные молекулы вещества совершающие тепловые колебания. Передача тепла может сопровождаться перемещением массы или Очень широко используется при сушке,которая применяется в различных областях техники и технологии. наиболее эффективно процесс сушки идет в колонных аппаратах со встречными потоками: сверху свободно падает вещество, подвергаемое сушке ,а снизу встречным потоком поступает нагретый газ. В донной же части аппарата подсушенное вещество интенсивно досушивется в ,так называемом "кипящем слое". "Кипящий слой" представляет собой "псевдожидкость" - взвесь твердых частиц, пляшущих в потоках газа, поступающего снизу. Причем псевдожидкость обладает удивительными теплотехническими свойствамитвердые частицы в ней бурно перемешиваются и великолепно переносят тепло, во много раз лучше , чем такой известный проводник ,как медь. Псевдожидкость, смачивающая какую-нибудь деталь со скромной скоростью 1м/сек, осуществляет теплообмен столь эффективно,ка чистый газ движущийся со сверхзвуковой скоростью. Псевдожижжение с равным успехом можно использовать как для передачи тепла, так и для "передачи" холода. Применение псевдожидкости в печах для высокотемпературного нагрева металла позволит резко уменьшить расход топлива. Существует традиционная система нагрева - через газообразные продукты сгорания к металлу. А газ скорее можно назвать изолятором, чем проводником тепла:
коэффициент, характеризующий его способность передавать тепло,равен 200, в то время, как у жидких металлов или расплавов солей этот коэффициент равен 20 000. Намного эффективнее теплообмен осуществляется в кипящей псевдожидкости: сжигаемый газ первоначально отдает тепло песку , а тот, перемешиваясь потоками газа, отдает тепло металлу. Хотя сам песок получает тепло все от того же теплоизолятора газа, однако суммарная поверхность песчинок огромна, и в значительной мере благодаря этому они отбирают у пламени во много раз больше тепла, чем сумела бы отнять нагреваемая заготовка. 3.7.1 Среди новых теплообменных систем важное место занимают т е п л о в ы е т р у б ы. Один из простых вариантов тепловой трубы- это закрытый металлический цилиндр; его внутренние стенки выложены слоем пористо-капилярного материала, пропитанного легковоспламеняющейся жидкостью. Именно с движением этой жидкости связана теплопроводность трубы : на горячем конце жидкость испаряется и отбирает тепло; пары сами перемещаются к холодному концу - это нормальная конвекция; здесь пары конденсируются и отдают тепло; образовавшиеся жидкость по пористому материалу возвращается обратно,к горячему концу трубы. Это замкнутый цикл, бесконечный круговорот тела и массы никаких движущихся частей, в каком-то смысле машина вечная. Тепловые трубы - непревзойденные проводники тепла, их даже назвали сверхпроводниками. Действительно, через тепловую трубу диаметром в сантиметр можно прогнать тепловую мощность порядка 10 киловатт при разности температур на концах трубы (это аналог разности электрических потенциалов напряжения на участке цепи ) всего в 5 гр. С ; чтобы пропустить эту мощность через медный стержень такого же диаметра на его концах нужен был бы перепад температуры почти 150 000 гр. С . Тепловые трубы сейчас получили широкое применение. Их можно встретить в космической технике, в ядерных реакторах, криогенных хирургических инструментах, в системах охлаждения двигателей. В трубах может выполняться механическая работа за счет энергии движущегося теплоносителя. На их основе, например, создаются МТД-генераторы - теплоносителем в тепловой трубе может быть жидкий металл, и, если поместить трубу в магнитное поле, то в металле (на концах проводника ) наведется электродвижущая сила. Тепловые трубы могут работать в очень широком диапазоне температур. Все зависит от давления внутритрубы и от применяемого теплоносителя. 3.8 Молекулярные цеолитовые сита. Цеолты являются кристалическими водными алюмосиликатами, они относятся к группе каркасных алюмосиликатов. Каркасы цеолитов содержат каналы и сообщающиеся между собой полости, в которых находятся катионы и молекулы воды. Катионы довольно подвижны и обычно могут в той или иной степени обмениваться на другие катионы. А.с. N 561233 Полирующий состав для обработки,например, полупроводниковых материалов, содержащий кристалический порошок, окислитель, например, перекись водорода и воду, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности процесса полирования, он дополнительно содержит вещество,для катионного обмена, например азотнокислую медь или углекислый аммонит , а в качестве кристаллического порошка взяты алюмосиликаты, например,цеолиты. Каркасы цеолитов похожи на пчелиные соты и образованы из цепочек анионитов кремния и алюминия. Из-за своего строения каркас имеет отрицательный заряд и этот заряд компенсируется катионами щелочных или щелочноземельных металлов, находящихся в полостях-сотах. Тип цеолита (диаметр его пор ) определяется соотношением кремния и алюминия и типом катионов. Главным образом это вода. Она удаляется при нагревании до 600-800 гр. С, сам каркас при этом не разрушается, он сохраняет первоначальную структуру. Именно поэтому цеолит способен вновь поглащать потерянную воду и другие вещества. Размером пор определяется и размер частиц, способных в них проникать; цеолиты могут как бы просеивать молекулы, сортировать их по
размерам. Кроме того они используются как адсорбенты, они в 10-100 раз эффективнее , чем все другие осушители и работают при различных температурах. При -196 гр. С адсорбационная способность цеолитов резко повышается. Они поглощают даже воздух, создавая в сосуде разряжение до 1.0е- мм рт.ст. Цеолиты используют как ионообменники, не разрушающиеся под действием излучения. В качестве катализаторов устойчивы к действию высоких температур,каталических ядов, позволяют гибко менять свойства. А.с. N 550372 : Способ получения пентенов путем контактирования 1,3 пентадиенов с твердым окисным катализатором при 300-500 гр. С , отличающийся тем, что с целью повышения выхода целевого продукта, в качестве катализатора используют композицию аморфного алюмосиликата с силлиманитом. Размер ячеек цеолита сохраняется практически постоянным в широком диапазоне температур т.к. коэффициент расширения полностью гидратированного цеолита близок к коэффициенту терморасширения кварца: соответственно 6.91 и 5.21 . 3.8.1 Чистые цеолиты бесцветны. Если катионы щелочных или щелочноземельных металлов , обычно присутствующие в синтетических цеолитах , обменять на ионы переходных металлов, цеолиты могут приобрести окраску. Если окраска индивидуального иона зависит от того , находится он в гидратизированном или безводном состоянии, окраска цеолита будет меняться со степенью гидратации. Так, бесцветный цеолит А-А окрашивается в глубокий желто-красный цвет, а затем в ярко-канареечный. Такой переход окраски наблюдается при изменении парциального давления воды над цеолитом от 3.10 мм рт.ст. до 5.10 мм рт.ст. Окрашенная в сиреневый цвет никелевая форма цеолита при дегидротации становится светло-зеленой, розовая кобальтовая форма-синей. С п о с о б н о с т ь ц е о л и т о в м е н я т ь ц в е т в п р и с у т с т в и и п а р о в в о д ы используетсядляееопределения. Цеолиты имеют очень интересные диэлектрические и электропроводные свойства. ЛИТЕРАТУРА к 3.2 Б.Г.Гейликман, Статистическая физика фазовых переходов, т.1.М.,"наука",1954. к 3.3 О.С.кондо,"Молекулярная теория поверхностного натяжения в жидкостях",М.,"мир",1963. Б.Д.Суми,Ю.В.Горюнов,"Физико-химические основы смачивания и растекания,М.,"Химия",1976. к 3.4 Ф.Ф.Волькштейн,"Полупроводники как катализаторы химических реакций",М.,"Знание",1974 (Новое в жизни,науке,технике. Серия "Химия",11). Ф.Ф.Волькштейн,"Радикало-рекомбинационная люминесценция полупроводников",М.,"Наука", 1976 Н.К.Адам,"физика и химия поверхностей",М.,1947. В.А.Пчелин,"В мире двух измерений", журнал "Химия и жизнь", 1976,6,стр.9-15. к 3.5 С.Р.де Грот,Термодинамика необратимых процессов М.,1956,Физическое металловедение, вып.2.М.,"мир",1968 В.Зайт, "Диффузия в металлах",М.1958. Я.Е.Гегузин,"Очерки о диффузиях в кристаллах", М.,"Наука",1974 к 3.7 Л.Л.Васильев,С.В.Конев,Теплопередающие трубки,Минск, "Наука и техника",1972. к 3.8 Д.Брек,"Цеолитовые молекулярные сита",М."Мир",1976. 4. ГИДРОСТАТИКА. ГИДРОАЭРОДИНАМИКА. В гидроаэростатике рассматриваются условия и закономерности равновесия жидкостей и газов под воздействием приложенных к ним сил и, кроме того, условия равновесия твердых тел, находящихся в жидкостях или газах. Гидроаэродинамика изучает законы движения, а также взаимодействия жидкостей и газов с твердыми телами при их относительном движении. 4.1.1. Закон Архимеда: на тело, погруженное в жидкость, лействует выталкивающая сила, равная по модулю силе тяжести жидкости, вытесненной телом. Выталкивающая сила возникает из-за того, что значения гидростатического давления на разных глубинах неодинаковы. 4.1.2. Закон Паскаля
Давление,производимое внешними силами на поверхность жидкости или газа,передается по всем направлениям без изменений.Такая передача давления происходит вследствии возможности молекул жидкости или газа свободно перемещаться относительно друг друга. Напомним, что это движение полностью хаотично, и, следовательно, в отсутствии силы тяжести или в состоянии невесомости давление во всех точках жидкости согласно закону Паскаля будет одинаковым. Соответственно, поэтому и "не работает" закон Архимеда в этих условиях. На основе закона Паскаля работают гидравлические прессы и под'емники, некоторые вакууметры различного рода гидро- и пневмо- усилители. 4.2 Течение жидкости и газа. 4.2.1 ЛАМИНАРНОСТЬ И ТУРБУЛЕНТНОСТЬ. Упорядоченное движение вязкой жидкости ( или газа ) без междуслойного перемешивания называется ламинарным течением. При увеличении скорости потока возникающие в жидкости ( или газе ) случайные возмущения приводят к образованию хаотического турбулентного движения, при котором частицы жидкости ( или газа ) совершают неустановившиеся беспорядочные движения по сложным траекториям, в результате чего происходит интенсивное перемешивание жидкости ( или газа ). При ламинарном течении жидкости ( или газа ) передача импульса от слоя к слою происходит за счет молекулярного механизма ( вязкость ) , поэтому скорость потока жидкости ( или газа ) в трубе плавно убывает от центра трубы к стенкам. При турбулентном потоке скорость почти постоянна по сечению трубы, резко убывая на самой границе жидкости ( или газа ) со стенкой трубы. А.С. N 508262 : Спосоп диспергирования нитевидных кристаллов путем перемешивания кристалической массы в вязкой жидкости, отличающийся тем, что с целью уменьшения процениа поломки кристаллов и времени процесса, перемешивание ведут в режиме ламинарного течения жидкости с вихрями Тейлора в коаксиальном зазоре гладкоствольного роторного аппарата. А.С. N 523277 : Способ контроля шероховатости с помощью сопла, самоустанавливающегося по контролируемой поверхности, основанной на измерении давления жидкости при турбулентном режиме течения в зазоре между соплом и контролируемой поверхностью, отличающийся тем, что с целью повышения чувствительности и точности контроля, сначала создают ламинарный режим течения в зазаоре, а затем фиксируют положение сопла и увеличивают расход газа или жидкости до достижения турбулентного режима течения. 4.2.2 ЗАКОН БЕРНУЛЛИ. для ламинарного режима течения справедлив закон Бернулли, согласно которому полное давление в установившемся потоке жидкости остается постоянным вдоль этого потока. Полное давление состоит из весового, статического и динамического давления. Из закона Бернулли следует, что при уменьшении сечения потока , из-за возрастания скорости, т.е. динамического давления, статическое давление падает. Закон Бернулли справедлив и для ламинарных потоков газа. Явление понижения давления при увеличении скорости потока лежит в основе работы различного рода расходомеров, водо и пароструйных насосов. Отметим , что закон Бернулли справедлив в чистом виде только для жидкостей, вязкость которых равна нулю, т.е. таких жидкостей, которые не прилипают к поверхности трубы. На самом деле экспериментально установлено, что скорость жидкости на поверхности твердого тела всегда в точности равна нулю. Именно поэтому на поверхностях , находящихся в потоке жидкости, всегда образуются какие-то наросты, осаждения; этим же об'ясняется и тот факт, что на лопастях крутящегося вентилятора всегда появляется слой пыли. Патент США N 3811323 : в измерителе потока жидкости турбинного типа отсутствие осевого давления на подшипники ротора достигнуто увеличением эффективной площади сечения потока
на участке, что обеспечивает возникновение эффекта Бернулли, под влиянием чего на ротор воздействует усилие на участке, расположенном относительно ротора выше по течению потока. А.С. N 437846 : Способ определения производительности центробежного вентилятора с осевым направляющим аппаратом по перепаду статических давлений в двух сечениях, расположенных до и после направляющего аппарата, отличающийся тем , что с целью повышения точности измерения и обеспечения возможности определения производительности при произвольном угле поворота лопаток направляющего аппарата , последние устанавливают на угол, равный нулю, и замеряют статическое давление в вентиляционном канале перед направляющим аппаратом и позади него в самом узком сечении выходного патрубка , затем лопатки устанавливают на заданный угол поворота и определяют статическое давление в сечении перед направляющим аппаратом, после чего производительность подсчитывают по зависимости, полученной на основании уравнений Бернулли и неразрывности потока. 4.2.3 ВЯЗКОСТЬ ВЯЗКОСТЬ- свойство жидкости и газов, характеризующее сопротивление их течению под действием внешних сил. Вязкость об'ясняется движением и взаимодействием молекул . В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газа определяется главным образом молекулярным движением . Между движущимися относительно друг друга слоями газа происходит постоянный обмен молекулами , обусловленный их непрерывным хаотическим (тепловым) движением. Переход молекул из одного слоя в соседний, движущийся с иной скоростью, приводит к переносу от слоя к слою определенного количества движения. В результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. В жидкостях , где расстояние между молекулами много меньше , чем в газах, вязкость обусловлена в первую очередь межмолекулярными взаимодействиями, ограничивающими подвижность молекул. В жидкости молекула может проникнуть в соседний слой лишь при образовании в нем полости, достаточной для перескакивания туда молекулы. На образование полости расходуется энергия активизации вязкого течения. Энергия активации падает с ростом температуры и понижением давления. По вязкости во многих случаях судят о готовности или качестве продукта, поскольку вязкость тесно связана со структурой вещества и отражает физикохимические изменения материала, которые происходят во время технологических процессов. 4.2.4 ВЯЗКОЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ. Протекание полярной непроводящей жидкости между обкладками конденсатора сопровождается некоторым увеличением вязкости мгновенно исчезающим при снятии поля. Это явление в чистых жидкостях получило название ВЯЗКОЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА. Установлено, что эффект возникает только в поперечных полях и отсутсвует в продольных. Вязкость полярных жидкостей возрастает с увеличением напряженности поля в начале пропорционально квадрату напряженности, а затем приближается к некоторому постоянному предельному значению ( ВЯЗКОСТИ НАСЫЩЕНИЯ ) , зависящему от проводимости жидкости. Увеличение про водимости приводит к увеличению вязкости насыщения. На эффект оказывает влияние частота поля. В начале с повышением частоты вязкоэлектрический эффект увеличивается до определенного предела, затем вырождается до нуля. Увеличение вязкости под действием электрического поля происходит за счет того, что в жидкости могут находиться или возникать под действием поля свободные ионы. Они становятся центрами ориентации полярных молекул, т.е. источниками заряженных групп, для которых в электрическом поле возможно движение типа электрофореза. Количество движения таким образом, переносится от слоя к слою поперек потока. Другая возможность образования групп-ориентация полярных молекул, имеющих постоянный
дипольный момент. Молекулы следят за электрическим полем, ориентируясь поперек потока : для преодоления доплнительного сопротивления нужны затраты энергии. 4.3 ЯВЛЕНИЕ СВЕРХТЕКУЧЕСТИ. Особыми вязкостными свойствами обладает жидкий гелий, который при понижении температуры испытывает фазовый переход второго рода, превращаясь в сверхтекучую модификацию гелия --Не II. Причем в Не II превращается не весь гелий, а только часть, т.е. при температуре ниже - перехода (Т=2.17 К) гелий можно представить себе состоящим из двух компонент - нормальный, свойства которого аналогичны свойствам гелия до перехода (Не I) и сверхтекучей , вязкость которой чрезвычайно мала ( меньше 1.0е-1 ). Компоненты могут двигаться независимо друг от друга, причем движение сверхтекучей компоненты не связано с переносом тепла ( ее энтропия равна нулю). Низкая вязкость гелия позволяет использовать его в качестве смазки, например в подшипниках. Свойство сверхтекучей компоненты легко проникать в малейшую щель делает Не II удобным для поиска течей: погружение в Не II - самая строгая проверка герметичности. Малая ширина перехода ( 1.0е- К ) позволяет использовать его как опорную точку при измерении температуры. 4.3.1 СВЕРХПРОВОДИМОСТЬ. Благодаря встречному конвективному движению двух компонент тепло-передача в Не II происходит без переноса массы, в результате чего теплопроводность Не II чрезвычайно высока. Проявляется это, например, в прекращении кипения после II- перехода - теплопроводность настолько высока, что пузырьки газа образоваться не могут и испарение происходит с поверхности. Благодаря сверхвысокой теплопроводности Не II может служить хорошим хладоагентом для охлаждения. Для различных целей физики низких температур часто требуются тепловые ключи - устройства, теплопроводность которых можно менять по своему усмотрению. Одной из возможных реализаций теплового ключа является трубка, наполненная гелием, который мы, меняя давление можем переводить изсвехтекучего состояния в нормальное и обратно. 4.3.2 ТЕРМОМЕХАНИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ. Если нагреть Не II в одном из сосудов ,сообщающихся между собой через тонкий капилляр или пористую перегородку, то в нем за счет перехода в обычную понизится концентрация сверхтекучей компоненты. Т.к. сверхтекучая компонента, стремясь к установлению равновесия, будет по капилляру поступать из ненагретого сосуда, а нормальная компонента из нагретого выходить не будет, уровень гелия в нагреваемом сосуде увеличится . Этот эффект может быть использован для создания своеобразных насосов Не II . 4.3.3 МЕХАНО-КАЛОРИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ. Если повысить давление в одном из сосудов , рассматриваемых в предыдущем пункте, заполненных Не , находящемся в сверхтекучем состоянии, то сквозь капилляр будет протекать только сверхтекучая компонента. Сверхтекучая компонента теплоту из сосуда , из которого она вытекает , не уносит, вследствие чего температура внутри этого сосуда будет повышаться. Температура же сосуда , в который притекает сверхтекучая компонента будет уменьшаться. На основе этого эффекта П.Л.Капицей был построен охладитель. Одна ступень охладителя давала перепад температур 0.4 К. Достоинствами метода является то, что его холодопроизводительность не уменьшается с понижением температуры. Используя Не II ка холодильный агент возможно в принципе приблизиться сколь угодно близко к
температуре абсолютного нуля. 4.3.4 ПЕРЕНОС ПО ПЛЕНКЕ. Поверхность тела, соприкасающегося с Не II покрывается пленкой сверхтекучего гелия, по которой может происходить перенос жидкости из оного сосуда в другой. Так, например , пустой сткан, погруженный не до краев в Не II через некоторое время заполнится гелием. Скорость переноса от разности уровней жидкости не зависит , и определяется только периметром стенок в самом узком месте соединения. Поскольку тонкую пленку можно рассматривать как капилляр, то при переносе гелия на пленке имеет место термохимический эффект. Можно усилить эффект , увеличив периметр тела, соединяющего два сосуда, например, вставив пучок проволок. Эффект нашел применение для разделения изотопов гелия Не3 и Не-4. Не-3 не свехтекучий, и по пленке сосуда, содержащего смесь изотопов удаляется сам собой только изотоп Не-4. Движение пленки можно остановить , если поместить пленку между обкладками конденсатора, на который подано напряжение с частотой 40-50 Герц. 4.4.1 ЭФФЕКТ ТОМСА. Сопротивление , оказываемое трубопроводом потоку жидкости при ламинарном режиме течения меньше , чем при турбулентном. В 1948 г. Б.Томс ( Англия ) установил, что при добавлении в воду полимерной добавки трение между турбулентным потоком и трубопроводом значительно снижается . Сам Томс работал с полиметилметакрилатом, растворенным в монохлорбензоле; в последующие годы ученые и изобретатели в различных странах нашли много других присадок, работающих еще более эффективно. Практическое применение эффекта Томса весьма разнообразно : по традиции "смазывают" различными присадками трубопроводы, "смазывают" полимерами морские и речные суда, напорные колонны глубоких скважин и т.д. Эффект Томса обуславливается образованием на границе твердое тело-жидкость молекулярных растворов, которые ограничивают турбулентность потока. Установлено , что добавка полимеров более эффективно действует при высоких скоростях потока , где развивающаяся турбулентность потока больше. Патент США N 3435796 : В устройстве, уменьшающем сопротивление подводного аппарата, используется слабый раствор полимера, образующий в пограничном слое забортной воды при смещении подогретой жидкой смеси либо гранулированного или порошкообразного полимера с морской водой. Подогретая жидкая смесь представляет собой дисперсию макромолекул полимера, растворимую в морс при температуре окружающей среды, но нерастворимую в воде температуре выше 70 градус Цельсия.Когда подогретая жидкая смесь попадает в холодную воду при соответствующих условиях окружающей среды, микрочастицы набухают и растворяются, образуя клейкую массу. В пограничном слое обтекающего потока они образуют молекулярный раствор макромолекул, препятствуя турбулизации потока. А.с. N 244032: Способ снижения потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу, отличающийся тем, что с целью достижения жидкостью свойства псевдопластичности, в нее вводят длинноцепочный полимер, например полиакриламид, в колличестве 0,01-0,2% по весу. Снижение гидродинамического сопротивления может быть до за счет образования под воздействием какого-либо поля из молекул самой жидкости присадок, аналогичных по свойствам полимерным молекулам. А.с. N 364493: Способ снижения гидродинамического сопротивления движению тел, например, судов, путем уменьшения сил трения в пограничном слое, отличающийся тем, что с целью упрощения способа и повышения его эксплуатационной надежности путем исключения подачи в
пограничные слои высокомолекулярных составов, в пограничном слое создают электромагнитное поле, генерирующее комплексы молекул. Применение способа по п.1 для решения внутренней задачи, например, для снижения сопротивления жидкости в трубопроводе. 4.4.2. С к а ч о к у п л о т н е н и я. Что такое лобовое сопротивление при обтекании твердых тел потоком жидкости или газа общеизвестно. Однако, кроме лобового сопротивления, при обтекании возникает так называемое волновое сопротивление, являющееся результатом затрат энергии на образование акустических или ударных волн. В газе, например, ударные волны возникают при образовании скачка уплотнения у лобовой поверхности тела при обтекании его сверхзвуковым потоком газа. При образовании скачка уплотнения резко увеличивается плотность, температура, давление и скорость вещества потока; в результате могут иметь место процессы диссоциации и ионизации молекул, сопровождающиеся мощным световым излучением. Световое излучение может сильно разогреть как газ перед фронтомволны, так и поверхность движущегося тела. 4.4.3. Э ф ф е к т К о а н д а. Румынский ученый Генри Коанд в 1932 году установил, что струя жидкости, вытекающая из сопла, стремится отклониться по направлению к стенке и при определенных условиях прилипает к ней. Это обьясняется тем, что боковая стенка препятствует свободному поступлению воздуха с одной стороны струи, создавая вихрь в зоне и пониженоого давления. Аналогично и поведение струи газа. На основе этого эффекта строится одна из ветвей пневмоники (струйной автоматики). 4.4.4. Э ф ф е к т в о р о н к и. Если уровень жидкости в сосуде с открытой поверхностью понизится до определенного уровня при свободном сливе жидкости че отверстие в нижней части сосуда, то на поверхности жидкости об водоворот (т.е. вихревое движение воды), который на редкость устойчив, и нарушить его трудно. 4.5. Э ф ф е к т М а г н у с а. Если твердый цилиндр вращется вокруг продольной оси в набегающем потоке жидкости или газа, то он увлекает во вращение прилегающие к нему слои жидкости или газа; в результате окружающая среда движется отнительно цилиндра не только поступательно, но еще и вращается вокруг него. В той зоне, где направление поступательного и вращательного движения совпадают, результирующая скорость движения окружающей средыпревосходит скорость потока. С противоположной стороны цилиндра поток, возникающий из-за вращения, противодействует поступательному потоку и результирующая скорость падает. А из закона Бернулли известно, что в тех местах, где скорость больше, давление понижено и наоборот. Поэтому с разных сторонна вращающийся цилиндр действуют разные силы. В итоге появляется результирующая сила, которая всегда направлена перпендикулярно образующим цилиндра и потоку. Естественно, что такая же сила возникает при движении вращающейся сферы в вязкой жидкости или газе (вспомните кручены футболе, тенисе волейболе). На основе эффекта Магнуса в свое время был построен корабль с вращающимися цилиндрами вместо парусов. Конечно, эти цилиндры работали в качестве двигателя только при боковом ветре. В эффекте Магнуса взаимосвязаны: направление и скорость потока, направление и величина угловой скорости, направление и величина возникающей силы. Соответственно можно измерять поток и угловую скорость. Патент США N 3587327: В устройстве для измерения угловой скорости и индикации направления вращения газовая струя разделяется на две струи, каждая из которых тангенциально касается противоположных сторон диска неподвижно закрепленного на аксиально вращающемся валу. Вращение диска накладывается на струи разность давлений, величина которых пропорциональна
скорости вращения вала. В зависимости от направления вращения вала на ту или другую струю накладывается большее относительное давление. А.с. N 514616: Способ разделения неоднородных жидких сред на легкую тяжелую фракции, предусматривает общее воздействие на поток разделяемой среды центробежного и гравитационного полей отличающийся тем, что с целью повышения эффективности, поток разделяемой среды при воздействии на него центробежного и гравитационного полей перемещают ввиде ряда, например, параллельных слоев с расстоянием между слоями, меньшими величины диаметра частиц тяжелой фракции, и последовательно возрастающими при переходе от одного слоя к другому, скоростями обеспечивающими градиент скорости, направленной перпендикулярно перемещению слоев жидкости и создающий вращение частиц тяжелой фракции вокруг своей оси, и гидродинамическую подьемную силу, например силу эффекта Магнуса. 4.6. Дросселирование жидкостей и газов. Дросселирование - расширение жидкости, пара или газа при прохождении через дроссель местное гидродинамическое сопротивление (сужение трубопровода, вентиль, кран и другие), сопровождающиеся изменением температур. Дросселирование широко применяется для измерения и регулирования расхода жидкостей газов. 4.6.1. Э ф ф е к т Д ж о у л я - Т о м с о н а. (Дроссельэффект) заключается в изменении температуры газа при его адиабатическом (без теплообмена с окружающей средой) дросселировании, т.е. протекании через пористую перегородку, диафрагму или вентель. Эффект называется положительным, если температура газа при адиабатическом дросселировании понижается, и отрицательным, если она повышается. Для каждого реального газа существует точка инверсии - значение температуры при которой измеряется знак эффекта. Для воздуха и многих других газов точка инверсии лежит выше комнатной температуры и они охлаждаются в процессе Джоуля-Томсона. Дросселирование - один из основных процессов, применяемых в технике снижения газов и получения сверхнизких температур. А.с.257801: Способ определения термодинамических величин газов, например, энтальции, путем термостатирования исходного газа, дросселирования его с последующим измерением тепла, подведенного к газу, отличающийся тем, что с целью определения термодинамических величин газов с отрицательным эффектом Джоуля-Томсона, газ после дросселирования охлаждают до первоначальной температуры, затем нагревают до температуры после дросселя с измерением подведенного к нему тепла и по известным соотношениям определяют искомые величины. 4.7. Гидравлические удары. Быстрое перекрытие трубопровода с движущейся жидкостью вызывает резкое повышение давления, которое распределяет упругой волны сжатия по трубопроводу против течения жидкости. Эта волна несет с собой энергию, полученную за счет кинетической энергии жидкости. Подход волны к какому-нибудь препятствию (изгибу трубопровода, задвижке и т.д.) вызывает явление гидравлического удара. Ослабление гидравлического удара может быть достигнуто или увеличением времени перекрытия, или же включением каких-либо, демпферов поглощающих энергию волны. Для увеличения силы удара целесообразно применять жидкости без неоднородностей и мгновенные перекрытия. Обычно вслед за гидравлическим ударом следует удар кавитационный, возникающий изза понижения давления за фронтом ударной волны сжатия (о кавитации смотри раздел 4.8). Волны сжатия в жидкости возникают также при различного рода врывных явлениях в движущейся или покоящейся жидкости (глубинные бомбы). Патент США N 3118417: Способ укрепления морского якоря заключается в следующем. Подвижной якорь опускают в воду над тем местом, где он должен быть поставлен. Поток воду
через расположенную над якорем колонну поступает в ограниченную полость где давление меньше давления жидкости в колонне и в окружающей среде. Резко остановленный поток воды передает гидравлический удар на якорь, что обеспечивает введение последнего в грунт. А.с. N 269045: Способ повышения динамической устойчивости энергосистемы при аварии на линии электропередач путем снижения мощности гидротурбины, отличающийся тем, что с целью уменьшения напора перед гидротурбиной создают отрица гидравлический удар путем отвода части потока, например в резервуаре. А.с. N 348806: Способ размерной электрохимической обработки с регулированием рабочего зазора путем переодического соприкосновения электродов с последующим отводом электрода инструмента на заданную величину, отличающийся тем, что для отвоинструмента используют силу гидравлического удара, возникающего в электролите, подаваемом в рабочий зазор. 4.7.1. Электро - гидравлический удар. Волну сжатия в жидкости можно вызвать также мощным импульсным электрическим разрядом между электродами, помещенными в жидкость (электрогидравлический эффект Юткина). Чем круче фронт электрического импульса, чем менее сжатая жидкость, тем выше давление в ударе и тем "бризантнее" электрогидравлический . Электрогидравлический удар применяется при холодной обработке металлов, приразрушении горных пород, для диамульсации жидкостей, интенсификации химических реакций и т.д. Патент США N 3566447: Формирование пластических тел при помощи гидравлического удара высокой энергии. Патентуется гидраввлическая система в которой столб жидкости, находящийся в баке гидропушки, напрвляется на заготовку. Для проведения жидкости в движение в указанном столбе жидкости производят электрический разряд, в результате чего генерируется направленная на заготовку волна, которая в сочетании с собственным высоким давлением жидкости осуществляет деформацию заготовки. Скорость струи напрвляемой на заготовку, составляет от 100 до 10000 м/с. В США эффект Юткина применяют для очистки электродов от налипшего на них при электролизе металлов, а в Польше - для упрочения стальных колец турбогенераторов. При этом стоимость операций, как правило, снижается. А.с. N 117562: Способ получения коллоидов металлов и устройство для осуществления при применении высокого напряжения за счет электрогидравлического удара между микрочастицами материала, диспергированного в жидкости. Ударная волна возникающая в воде при быстром испарении металлических стержней электрическим током (см. ниже А.с. N 129945) вполне пригодна для разрушения валунов и других крепких материалов, для разбивки бетонных фундаментов, зачистки окальных оснований гидротехнических сооружений и других работ связанных с разрушением. Приведенные примеры иллюстрируют применение эффекта. Ниже даны примеры того, каким способом можно получить или усилить электрогидравлический удар. В японском патенте N 13120 (1965) описан способ электрогидравлической формовки ртутносеребрянными электродами. При парименении таких электродов сила ударной волны в воде возрастает, так как к давлению плотной плазмы, образующейся в канале разряда прибавляется давление паров ртути. Применение этого способа позволяет заметно уменьшить емкость конденсаторной батареи. А.с. N 119074: Устройство для получения свервысоких гидравлических давлений предназначенное для осуществления способа по А.с. N 105011, выполненное ввиде цилиндрической камеры, сообщенной одним концом с трубопроводом, подающим жидкость, а другим - с ресивером, отличающееся тем, что с целью создания электрогидравлических степеней сжатия применены искровые промежутки, располагаемы по длине камеры на определенном расстоянии друг от
друга. А.с. N 129945: Способ получения высоких и сверхвысоких давлений для создания электрогидравлических ударов, отличающийся тем, что высокие и сверхвысокие давления в жидкости получают путем испарения в ней действием эмульсного заряда токопроводящих элементов в виде проволоки, ленты или трубки, замыкающих электроды. 4.7.2. С в е т о г и д р а в л и ч е с к и й удар. Советские физики (А.М.Прохоров, Г.А.Аскарьян и Г.П.Шапиро) установили, что мощные гидравлические волны можно получить используя луч квантового генератора (открытие N65). Если луч мощного квантового генератора пропустить через жидкость, то вся энергия луча поглотится в жидкости, приводя к образованию ударных волн с давлением, доходящим до миллиона атмосфер. Это открытие находит, кроме обычных областей применения гидравлических ударов, очень широкое применение микроэлектронике, для условий особо чистых поверхностей, для обработки таких материалов и изделий, которые исключают пр электродов и т.д. Используя светогидравлический эффект, можно издалека, дистанционно, возбуждать в жидкости гидравлические импульсы с помощью луча света (см. также 17.7). 4.8. K а в и т а ц и я. Кавитацией называется образование разрывов сплошности жидкости в результате местного понижения давления. Если понижение давления происходит вследствии возникновения больших местных скоростей в потоке движущейся капельной жидкости, то кавитация называется гидродинамической, а если вследствие прохождения в жидкости акустических волн, то акустической. 4.8.1. Гидродинамическая кавитация Возникает в тех участках потока, где давление понижается до некоторого критического значения. Присутствующие в жидкости пузырьки газа или пара, двигаясь с потоком жидкости и попадая в облать давления меньше критического, приобретает способность к неограниченному росту. После перехода в зону пониженного давления рост прекращается и пузырьки начинают уменьшаться. Если пузырьки содержат достаточно много газа, то при достижении ими минимального радиуса, они восстанавливаются и совершают несколько циклов затухающих колебаний, а если мало, то пузырек схлопывается полностью в первом цикле. Таким образом, вблизи обтекаемого тела создается кавитационная зона, заполненная движущимися пузырьками. Сокращение кавитационного пузырька происходит с большой скоростью и сопровождается звуковым импульсом, тем более сильным, чем меньше газа содержит пузырек. Если степень развития кавитации такова, что возникает и захлопывается множество пузырьков, то явление сопровождается сильным шумом со сплошным спетром от несколько сотен герц до сотен кгц. Спектр расширяется в область низких частот по мере увеличения максимального радиуса пузырьков. Если бы жидкость была идиально однороной, а поверхность твердого тела, с которым она граничит идеально смачисваемой, то разрыв происходил бы при давлении более низком, чем давление насыщенного паражидкости, при котором жидкость становится нестабильной. Теоретическая прочность воды на разрыв равна 1500 кг/см. реальные жидкости менее прочны. Максимальная прочность на разрыв тщательно очищенной воды, достигнутая при растяжении воды при 10 град. составляет 260 кг/см. Обычно же разрыв наступает при давлениях, насыщенного пара. низкая прочность реальных жидкостей связана с наличием в них так называемых кавитационных зародышей - плохо смачиваемых участков твердого тела, твердых частиц, частиц, заполненных газом микроскопических газовы предохраняемых от растворения мономолекулярными органическими оболочками, ионных образований, возникающих под действием космических лучей.
Увеличение скорости потока после начала кавитаци влечет за собой быстрое возрастание числа развивающихся пузырьков, вслед за чем происходит их обьединение в общую кавитациверну и течение переходит в струйное. Для плохо обтекаемых тел, обладающих острыми кромками, формирование струйного вида кавитации происходит очень быстро. наличие кавитации неблагоприятно сказывается на работе гидравлических машин, турбин, насосов, судовых гребных винтов и заставляет принимать меры к избежанию кавитации. Если это оказывается невозможным, то в некоторых случаях полезно усилить развитие кавитации, создать так называемый режим "суеркавитации", отличающийся струйным характером обтекания и применив специальное профилирование лопастей, обеспечить благоприятные условия работы механизмов. Замыкание кавитационных пузырьков вблизи поверхности обтекаемого тела часто приводит к разрушению поверхности,- так называемой кавитационной эрозии. Чтобы избежать захлопывание кавитационных пузырьков, надо подать в область пониженного давления какой-нибудь газ, например воздух. Так сделали специалисты Гидропроекта. Они построили на водосбросе Нурекской плотины в области максимальной кавитации искуственный трамплин, создав тем самым большую зону пониженного давления, которую соединили с атмосферой. Теперь кавитация засасывала воздух из атмосферы и сама себя разрушила. Очень часто используют происходящие при кавитации разрушения для ускорения различных технологических процессов. А.с. N 443663: Способ приготовления грубых кормов, включающий обработку их раствором щелочи, отличающийся тем, что с целью размягчения и ускорения влагонасыщения корма, обработку его осуществляют в кавитационном режиме. 4.8.2. Акустическая кавитация. Это образование и захлопывание полостей и жидкости под воздействием звука. Полости образуются в результате разрыва жидкости во время полупериодов сжатия. Полости заполнены в основном насыщенным паром данной жидкости, поэтому процесс иногда называется паровой кавитацией в отличие от газовой кавитацииинтенсивных нелинейных колебаний газовых (обычно воздушных) пузырьков в звуковом поле, существовавших в жидкости до включения звука. Если газовая кавитация может протекать с большей или меньшей интенсивностью при любых значениях амплитуды давления звуковой волны, то паровая лишь при достижении некоторого критического значения амплитуды давления, так называемого кавитационного порога. Величина этого порога - от давлениянасыщенного пара жидкости до нескольких десятков и даже сотен атмосфер (в зависимости от содержания в жидкости зародышей). Эксперементально установлено, что величина порога завист от многих факторов. Порог повышается с ростом гидростатического давления, после обжатия жидкости высоким (порядка 1000 атм.) статистическим давлением,при обезгаживании и охлаждении жидкости, с ростом частоты звука и с уменьшением продолжительности озвучивания. Порог выше для бегущей, чем для стоячей воды. При захлопывании сферической полости давление в ней резко возрастает, как при взрыве, что приводит к излучению импульса сжатия. Давление при захлопывании особенно велико при кавитации на низких частотах в обезгаженной жидкости с малым давлен насыщенного пара. Если увеличить содержание газа в жидкости, то диффузия газа в полости усилится, захлопывание полостей станет неполным и подьем давления при захлопывании - небольшим. При содержании газа в жидкости выше 50% от насыщения возникает кавитационное обезгаживание жидкости образование и всплывание газовых пузырьков и вырождение паровой кавитации в газовую. Если образовавшиеся паровые пузырьки колеблются вблизи границы с твердым телом, около них возникают интенсивные микропотоки. Появление кавитации ограничивает дальнейшее повышение интенсивности звука, излучаемого в жидкости, что влечет за собой снижение нагрузки
на излучатель. Акустическая кавитация вызывает ряд эффектов. часть из них, например, разрушение и диспергирование твердых тел, эмульгирование жидкостей, очистка - обязаны своим происхождением ударам при захлопывании полостей и микропотокам вблизи пузырьков. Другие эффекты (например, вызывает и ускоряет химические реакции) связаны с ионизацией при образовании полостей. Благодаря этим эффектам акустическая кавитация находит все более широкое применение для создания новых и совершенствования известных технологических процессов. Большинство практических применений ультразвука основано на эффекте кавитации. В А.с. 200981 описывается установка, использующая в своей работе явление кавитации. Назначение установки - снятие заусенцев с деталей самой различной формы. Деталь помещается в жидкость под высоким давлением, насыщенную мельчайшими абразивными частицами. При возбуждении в жидкости интенсивной акустической кавитации заусеницы отделяются от деталей; вдобавок деталь очищается от стружки и масла не только на открытых поверхностях, но и глубоких отверстиях. А.с. 285394: Способ создания кавитации в жидкости путем возбуждения непрерывных колебаний звуковой или ультразвуковой частоты, отличающийся тем, что с целью поваышения эрозионной активности жидкости возбуждают в полупериод сжатия дополнительный пиковый импульс сжатия, соответствующий по времени концу фазы расширения или началу фазы захлопывания кавитационных полостей. А.с. 409569: Способ детектирования радиоактивных излучений по их воздействию на протекание акустической кавитации в жидкотях, отличающийся тем, что с целью увеличения надежности детектирования, в кавитирующее акустическое поле помещают тест-образец, определяют степень его эрозии, по изменению которой судят об интенсивности радиоактивного излучения. А.с. 446757: Способ получения теплофизической метки, например, для измерения расхода путем воздействия излучением на исследуемый поток, отличающийся тем, что с целью расширения диапазона измеряемых сред, воздействуют на контролируемый поток ультразвуковым полем с интенсивностью выше порога кавитации, фокусируют звуковые волны в локальную область, создают кратковременный процесс кавитации и получают теплофизическую неоднородность за счет продуктов кавитации. 4.8.3. Сонолюминисценция. В момент захлопывания кавитационного пузырька наблюдается его слабое свечение, причиной этого явления является нагревание газа в пузырьке, обусловленное высокими давлениями при его схлопывании. Вспышка может длиться от 1/20 до 1/1000 сек. Интенсивность света зависит от колличесва газа в пузырьке: если газ в пузыорьке отсутствует, то свечение не возникает. Световое излучения пузырька очень слабо и становится видимым при усилении или в полной темноте. Л И Т Е Р А Т У Р А К 4.1. М.И.Шлионис, Магнитные жидкости. УФН. 1974, т.112. авп. 3, стр.427 Н.З.Френкель, Гидравлика, М.-Л, 1956. М.Д.Чертоусов, Гидравлика, М., 1957. К 4.2. З.П.Шульман и др., Электрореологический эффект, Минск, "Наука и техника", 1972. К 4.3. И.М.Холостников, Теория сверхтекучести, М., "Наука", 1977. А.Роуз, Техника низкотемпературного эксперимента, М., "Мир", 1966. К 4.4. Л.Лодж, Эластические жидкости, М., "Наука", 1969. Физика ударных волн и высокотемпературных явлений, М., 1963. В.Н.Дмитриев, Основы пневмоавтоматики, М., "Машиностроение", 1973. Ю.Иванов, Была ли дырка в ванне Архимеда? "Техника молодежи", 1972, стр.40. А.Альтшуль и др., Визревые воронки, "Наука и жизнь", 1968, N'7. К 4.6. М.П.Малков, Справочник по физико-химическим основам глубокого охлаждения, М.-Л., 1963. К 4.7. Н.Е.Жуковский, "О гидравлическом ударе в водопроводных кранах", М.-Л., 1949. М.А.Мостков и др., "Расчеты гидравлического удара", М.-Л., 1952. Г.В.Аронович и др.,"Гидравлический удар и уравнительные резервуары", М., "Наука", 1968. Л.А.Юткин, "Электрогидравлический эффект", М.,
"Машгиз", 1955. К 4.8. Л.Родзинский, "Кавитация против кавитации", "Знание сила", N'6, 1977, с.4. Н.А.Рой, Возникновение и протекание ультразвуковой кавитации, Акустический журнал, 1957, вып.I. И.Пирсол, "Кавитация", М., "Мир", 1975. 5. КОЛЕБАНИЯ И ВОЛНЫ 5.1. Механические колебания. Колебаниями называют процессы, точно или приблизительно повторяющиеся через одинаковые промежутки времени. По своему характеру колебания подразделяют на: 5.1.1. Свободные /или собственные/. Свободные колебания - представляют собой колебания, совершаемые системами, представленными самим себе, около своего положения равновесия. Для возбуждения собственных колебаний требуется определенное количество энергии. Частота собственных колебаний определяется целиком свойствами самой системы. А.с. 245 419: Способ определения главных центральных осей и моментов инерции геометрической фигуры, имеющей сложные очертания, путем измерения периода колебания пластинки, данной фигуре, отличающейся тем, что с целью повышения точности, в ластинке просверливают три отверстия, не лежащие не на одной прямой, протягивают через два из них нить, натягивают ее горизонтально и измеряют период колебания пластинки, затем протягивают нить через вторую пару отверстий и также измеряют период колебания пластинки, и по измеренным периодам колебаний подсчитывают значения осевых и центробежных моментов инерции относительно центральных осей инерции фигуры. А.с. 280 014: Способ определения координат центра тяжести механической системы, заключающейся в том, что к системе поочередно прикладывают движущие моменты, и по величине этих моментов в зависимости от веса системы определяют координаты ее центра тяжести, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения при ограниченных углах поворота системы, движущие моменты, прикладываемые к системе, изменяют по гармоническому закону, с постоянной амплитудой на двух различных по частоте колебаний режимах, измеряют движущие моменты при прохождении системой нулевого положения и некоторого произвольного выбранного другого положения, отличного от нулевого, и по величине этих моментов в зависимости от частоты колебания системы и ее веса определяют координаты центра тяжести. А.с. 288 383: Способ измерения натяжения движущейся магнитной ленты в лентопротяжных механизмах по частоте ее колебаний, отличающийся тем, что с целью повышения точности, регистрируют крутильные колебания ленты вокруг ее продольной оси, и по частотному спектру колебаний определяют среднюю величину натяжения ленты. Свободные колебания из-за непрерывного расхода энергии на преодоление сил трения, всегда являются затухающими. Скорость затухания определяется характеристиками среды, в которой происходят колебания. А.с. 246 101: Способ измерения массового расхода жидкостей и газов путем сообщения колебаний участку трубопровода со средой, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, участку трубопровода сообщают периодические колебания и измеряют время затухания свободных колебаний участка трубопровода между двумя фиксированными уровнями колебаний, обратно пропорциональное количеству прошедшей за это время среды. А.с. 274 276: Способ измерения давления, воспринимаемого индикатором в виде кварцевой пластинки отличающийся тем, что с целью повышения чувствительности и надежности измерения, указанную пластинку приводят в резонансное колебание и по изменениям ее импеданса и декремента затухания судят о воспринятых ее давлениях.
А.с. 348945: Способ определения содержания в яйце плотной жидкой фракци, отличающийся тем, что с целью сохранения плотности яйца и сокращения продолжительности проведения процесса, содержания плотной жидкой фракции в яйце определяют по числу колебаний его содержимого путем воздействияна яйцо маятниковых маятниковых колебаний до заданной амплитуды затухания и последующего пересчета полученного числа колебаний по предварительно построенной калибровочной кривой на содержание плотной и жидкой фракции яйца. 5.1.2. В ы н у ж д е н н ы е колебания совершаются под действием внешней периодической /или почти периодической/ силы, например, колебания мембраны микрофона, барабанной перепонки уха, ударного элемента отбойных молотков, пластины магнитострикционного преобразователя ультразвуковых агрегатов. Частота вынужденных колебаний равна частоте вынуждающей силы, а амплитуда колебаний зависит от свойств системы. А.с. 271 868: Способ автоматического контроля начала образования неразрушаемой структуры бетонной смеси при виброформировании путем фиксации момента изменения свойств бетонной смеси, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, определяют момент совпадания величин амплитуд вибрации бетонной смеси и стола виброплощадки. А.с. 301 551: Способ измерения массы, включающий определение параметров колебания, отличающийся тем, что с целью точного измерения и исключения влияния внешних механических помех, например, при контроле массы рыбы загружаемой в консервную банку на плавучем рыбоконсервном заводе, на измеряемую упруго подвешенную массу периодически воздействует возмущающей силой с частотой, отличающейся от частоты помех и по амплитуде вынужденных колебаний, возникающих при этом, судят о величине массы. А.с. 560 563: Способ контроля выдаиваниявымени животных при машинном доении, включающий определение степени опорожнения вымени по изменениям физических свойств его с помощью известных устройств, отличающийся тем, что с целью повышения точности контроля, определения степени опорожнения долей вымени ведут по изменению уровня и частоты акустических колебаний возникающих в них. Вынужденные колебания, возбуждаемые в системе внешними силами, часто приводят к интенсификации многих, технологических процессов. А.с. 460 072: Способ распыления жидкостей, по которому на распыляемую жидкость накладывают высоко частотные колебания, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности распыления, применяют последовательное наложение колебаний различных частот. А.с. 512 893: Способ электроэрозионной обработки с подачей в межэлектродный зазор одновременно с рабочей жидкостью нейтрального газа, отличающийся тем, что с целью интенсификации процесса, газ вводят в пульсирующем режиме с частотой 0,15 -0,2 Гц. Патент США 3 467 331: Способ разматывания ленты, заключающийся в том, что участок ленты, сматывающейся с подающего рулона, приводят в колебания, под действием которого преодолевается сила сцепления между витками ленты подающего рулона. Если на сверло наложить в процессе сверления возвратопоступательные колебания, направленные вдоль его оси, то процесс сверления намного упрощается, так как сверло многократно /с частотой колебания/ как бы возвращается в исходное положение, поэтому его не уводит, трение уменьшается, повышается чистота поверхности сверления. 5.1.3. Особую роль в колебательных процессах играет явление р е з о н а н с а - резкого возрастания амплитуды вынужденных колебаний, наступающего при приближении частот собственных и вынужденных колебаний системы. Явление резонанса используется для интенсификации различных технологических процессов. А.с. 119 132: Вибрационный транспортер, выполненный ввиде желоба или трубы с
размещенными вдоль них с определенным шагом вибраторами, отличающийся тем, что с целью уменьшения количества вибраторов, приводящих транспортер, часть из них заменена подпружиненными реактивными массами, настроенными в резонанс со всей колеблющейся системой. А.с. 508 543: Способ обработки металлических изделий, включающий нагрев до температуры отпуска с одновременным приложением механической вибрации, отличающийся тем, что с целью предотвращения образования усталостных трещин и интенсификации процесса снятия внутренних напряжений в сварных изделиях, обработку ведут при местном нагреве зоны сварного шва с одновременной вибрацией всего изделия, осуществляемой в резонансном режиме с частотой, соответствующей частоте при его нагреве. А.с. 515 006: Способ сушки дисперсных материалов, например, солода, в кипящем слое путем продувки его восходящим пульсирующим потоком теплоносителя, отличающийся тем, что с целью интенсификации тепломассообмена, продувку ведут в режиме резонанса с увеличением в зависимости от влажности материала частоты пульсаций потока теплоносителя, например, для солода от 6 до 14 Гц., и поддержанием ее средней частоте собственных колебаний плотности кипящего слоя, и для измерения каких-либо характеристик системы. А.с. 175 265: Резонасный датчик уровня сжижения газов, содержащий колебательный контур, выполненный ввиде стержней с укрепленными токопроводящими элементами, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, стержни настроены на различные резонансные частоты и расположены относительно друг друга на расстоянии, позволяющем образовать электрическую емкость, достаточную для возбуждения одного из стержней. А.с. 271 051: Способ измерения массы вещества в резервуаре, например, жидкого, отличающийся тем, что с целью повышения точности и надежности измерения возбуждают механические резонансные колебания системы резервуар - вещество, измеряют их частоту, по величине которой судят о массе вещества. А.с. 275 514: Способ определения химической стойкости пористого материала к воздействию агреесивных сред, отличающийся тем, что с целью повышения точности определения, образец подвергают воздействию механических колебаний, замеряют резонансную частоту его собственных колебаний, затем помещают в агрессивную средуи выдерживают необходимое время, зависящее от материала образца, после чего извлекают, промывают, сушат, снова подвергают воздействию механических колебаний с замером резонансной частоты собственных колебаний, и, по изменению упругих свойств, например, модуля упругости, вычисленного на основании замеренных величин резонансной частоты собственных колебаний образца, определяют его химическую стойкость. А.с. 509 798: Способ испытания конструкций без разрушения материалов, заключающийся в том, что в элементе конструкции возбуждают колебания на его собственной частоте и увеличивают эту частоту при определении усилий, отличающийся тем, что с целью повышения точности, длину колеблющейся части элемента ограничивают положением дополнительных механических связей, после чего измеряют собственную частоту элемента под этой нагрузкой, и, сравнивая эти частоты, судят о величине начальных усилий. А.с. 519 239: Способ обнаружения налипания металлов в калибрах валков чистовой клети при прокатке, например, арматурной стали, включающей измерения амплитудно частотных характеристик процесса и сравнения их с эталонными, отличающийся тем, что с целью упрощения и повышения надености способа, контролируют колебания раската в вертикальной плоскости на выходе из чистовой клети, из сп выделяют составляющую колебаний полосы с частотой вращения валка и судят о налипании металла по трех-четырех кратному увеличению амплитуды выделенной составляющей колебаний.
5.1.4. А в т о к о л е б а н и я - незатухающие колебания, которые осуществляются в неконсервативной системе при отсутствии переменного внешнего воздействия /за счет внутреннего источника энергии/, причем амплитуда и период этих колебаний определяются свойствамисамой системы. Классический пример автоколебательной системы - маятниковые часы. Как правило, автоколебательные системы склонны к самовозбуждению. А.с. 267 993: Способ определения сроков схватываниябетонн по изменению колебаний натянутой струны, помещенной в исследуемую смесь, отличающийся тем, что с целью автоматизации процесса определения возбуждают в струне электромагнитные колебания и измеряют интервал времени от момента затвердения смеси до момента самовозбуждения струны. А.с. 279 214: Способ измерения ускорения путем определения изменения анодного тока в газоразрядной трубке с плазменным шнуром, отличающийся тем, что с целью получения частотного выходного сигнала, в газоразрядной трубке создают неоднороное электрическое поле, вызывающее изменение частоты автоколебаний плазменного шнура при его смещении под действием ускорения относительно электродов, и по частоте колебаний судят о контролируемой величине. 5.2. Акустика. Одним из широко известных колебательных движений является звук - продольные колебания частичек среды, в которых распространяется звуковая волна. Акустические /звуковые/ колебания, как и механические колебания, часто используют для интенсификации различных технологических процессов. А.с. 442 287: Способ разработки газогидратной залежием превращения газа из твердого /газогидратного/ состояния в газообразное в пласте, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности разработки залежи, пласт подвергают воздействию упрцгих колебаний звукового диапозона. А.с. 500 817: Способ очистки изделий в жидкости, например, материалов типа лент, при котором на изделие воздействуют движущимися относительно его механичекими очистными средствами, преимущественно щетками и акустическим полем, отличающийся тем, что с целью интенсификации процесса очистки и снижения его энергоемкости акустическое и механическое воздействие на изделие совмещают, для чего механические средства очистки располагают в акустическом поле. А.с. 553 419: Способ чистки термочувствительных материалов, например микробных препаратов, путем их предварительного нагрева во взвешенном состоянии, отлежки и последующего охлаждения, отличающийся тем, что с целью интенсификации и повышения качества сушки, охлаждение материала ведут в среде псевдоожиженного сорбента под воздействиемзвукового поля. А.с. 553 791: Способ сепарации взвешенных частиц путем воздействия на них акустическими колебаниями, отличающийся тем, что с целью сепарации частиц размерами меньше 0,5 мкм и разделения частиц одинаковых размеров различной плотности, акустические колебания генерируют в виде импульсов с периодом, меньшим времени релаксации сепарируемой частицы и длительностью возрастающей от 0,1 до 1 времени периода следования импульсов. Акустические колебания различной частоты по разному воздействуют на животных. На основе этого в США /патент N 557 889 / разработаны устройство и способ, предназначенные для разгона животных. С этой целью мозг животных подвергается действию раздражающих колебаний со спектром, лежащим в звуковом диапозоне частот, представляющий собой совокупность многочисленных колебаний, успокаивающих мозг животных. Раздражающие колебания действуют на мозг животного одновременно с успокаивающими колебан при этом осуществляется модуляция раздражающих колебаний успокаивающими.
Характер звуковых колебаний зависит от свойства источника звука, поэтому, измеряя различные характеристики звуковых колебаний, можно установить характеристики источника звука. А.с. 257 084: Способ определения рассовой принадлежности пчел, отличающийся тем, что с целью определения рассы на живых пчелах, сокращение затрат времени и труда и получение более точных данных, рассовую принадлежность определяют по спектральной характеристике издаваемых пчелами звуков, которую сравнивают со стандартными спекторами, полученными на пчелах заведомо чистых расс. А зная характеристики звуковой волны, можно по ее изменению при прохождении различных сред установить параметры среды. В США разработан автоматический прибор, сортирующий при помощи звука яблоки, так как установлено, что зрелые, незрелые и перезрелые яблоки оказывают различное сопротивление проходящим сквозь них звуковым волнам разных частот. Звук распространяется в воздухе с определнной скоростью. Если в какой-то определнной системе координат возникает звуковой импульс, то по времени прохождения его к осям координат, которое может быть зафиксировано приемниками звука, можно определить координаты источника звука. Такой путь и избрали в институте Кибернетики АН БССР. При использовании ЭВМ в качестве автоматического проектировщика необходимо вводить в нее графическую информацию. С этой целью графическая информация предоставляется ввиде набора различных кривых, координаты которых вводятся с помощью миниаторной искры, возникающей при соприкосновении специального звукового карандаша (Электроакустического преобразователя) с любой из точек чертежа, звук который достигает системы координатных микрофонов, расположенных по краям чертежа. Одна система выдает координату по Х, другая по У. 5.2.1. При подходе к приграде акустические волны отражаются (эхо). Поэтому, если в закрытом помещении включить и сразу выключить источник звука, то возникает явление р е в е р б е р а ц и и т.е. послезвучание,обусловленное приходом в определенную точку запоздавших отраженных или рассеянных звуковых волн. Измеряя время реверберации (время в течении которого интенсивность звука уменьшается в 1000000 раз) можно определить обьем свободного помещения. А.с. 346 588: Акустический способ определения количества вещества в замкнутом сосуде, отличающийся тем, что с целью упрощения, в свободном пространстве сосуда создают акустический импульс и измеряют время реверберации, по которому судят о количестве вещества. 5.3. У л ь т р а з в у к. Ультразвук - продольные колебания в газах, жидкостях и твердых телах в диапозоне частота 20.10 в третьей степени Гц. Применение ультразвука связано в основном с двумя его характерными особенностями: лучевым распространением и большой плотностью энергии. Из-за малой длины волны распространение ультразвуковых волн с сопровождающими эффектами: отражением Патент США 3554 030: Расписан расходомер, используемый для измерения и регистрации величины обьемного расхода крови. Измерения производятся при помощи ультразвукового преобразователя, который применяется как для излучения, так и приема ультразвуковых волн. Отраженные сигналы, принимаемые преобразователем позволяют определить размер поперечного сечения кровеносного сосуда, а также скорость движения крови в сосуде. Измеренные параметры дают возможность получить расчетным путем величину обьемного расхода крови. фокусировкой А.с. 183 574: Способ газовой сварки и резки, заключающийся в использовании тепла пламени
горючей смеси, отличающийся тем,что с целью повышения производительности процесса, в газовую горючую смесь вводят ультразвуковые колебания, фокусируемые в зоне сварного шва или реза. образование теней (ультразвуковая дефектоскопия); Большая частота ультразвука позволяет сравнительно легко создавать ультразвуковые пучки с большой плотностью энергии, рапространение которых в жидких и твердых телах сопровождается рядом эффектов, часто приводящих к необратимым явлениям. Эти эффекты - радиационное давление (избыточное давление испытуемое препятствием вследствии воздействия на него ультразвуковой волны и определяемое импульсом, передаваемом волной в единицу времени единице поверхности препятствия), акустическая кавитация (см. раздел 4.8) и акустические потоки, носящие вихревой характер и возникающие в свободном неоднородном поле и вблизи препятствий, находящихся в ультразвуковом поле. 5.3. Пластическая деформация и упрочнение. Воздействие ультразвука на процесс пластической деформации обусловлено влиянием его на контактные условия, свойства и структуру деформируемого металла. В этом случае возможны два нелинейных эффекта: "акустическое разупрочнение" и "акустическое упрочнение". Первый наблюдается в процессе воздействия интенсивным ультразвуком и заключается в уменьшении статического напряжения, необходимого для осуществления пластической деформации. Акустическое упрочение металлов достигается после воздействия ультразвуковых волн достаточно высокой интенсивности. Акустическое разупрочнение является результатом активации дислокаций, происходящей в результате поглощения акустической энергии в местах дефектов кристаллической решетки и других структурных несовершенств. Благодаря этому за малое время происходит локальный нагрев вокруг этих источников поглощения, снятие напряжений, разблокировка дислокаций, увеличение их подвижности, что обеспечивает более интенсивный ход платической деформации. А.с. 436 750: Способ разбортовки полых изделий из пластических масс путем двустороннего обжатия роликами стенки изделия при его вращении, отличающийся тем, что с целью повышения производительности процесса, область контакта стенки изделия с роликами подвергают воздействию ультразвуковых колебаний. А.с. 536 874: Способ профилирования материала типа пруткового путем наложения на заготовку ультразвуковых колебаний в ее пластической деформации, отличающийся тем, что с целью получения на заготовках периодического профиля синусоидального характера, заготовку предварительно подвергают воз ультразвуковых колебаний так, чтобы расположение пучностей и узлов ультразвуковой волны соответствовало выступам и впадинам заданного периодического профиля, после чего осуществляют процесс пластического деформирования заготовки в осевом направлении, перпендикулярном к направлению действия изгибных колебаний, растягивающими усилиями, достаточными для получения заданной глубины профиля. Если валики прокатного стана колебать в направлении параллельном осям их вращения, с ультразвуковой частотой, то усилие деформации снижается в 1,5-2 раза, а степень деформации увеличивается на 20-50 %, причем контактное трение резко снижается. При достижении определенного уровня акустической энергии, зависящего от свойства облучаемого металла, последний может пластически деформироваться при комнатной температуре без приложения внешней нагрузки. 5.3.2. Под действием ультразвукав и з м е н я ю т с я о с н о в н ы е ф и з и к о-х и м и ч е с к и е с в о й с т в а р а с п л а в о в: вязкость, поверхностное натяжение на границе "расплав - форма" или "расплав - твердая фаза", температура и диффузия. 5.3.2.1. В я з к о с т ь, после ультразвуковой обработки расплава вязкость уменьшается на 10-50 %, причем характер изменения вязкости не позволяет считать, что уменьшение вязкости вызывается
только тепловым воздействием ультразвука, посколько на ряду с тепловым воздействием наблюдаются и другие эффекты, например, изменение трения между твердыми нерастворимыми примесями, находящихся в расплаве. 5.3.2.2. П о в е р х н о с т н о е н а т я ж е н и е. Воздействие ультразвука на расплав в процессе кристализации уменьшает поверхностное натяжение между расплавом и кристаллом при двухфазном состоянии, за счет чего уменьшается переохлаждение расплавов и увеличивается количество кристаллических зародышей, а структура расплава получается более мелкозернистой. 5.3.2.3. Т е м п е р а т у р а. Ультразвуковая обработка металлов в жидком состоянии и во время кристаллизации приводит к изменению характера температурного поля. Возникновение акустических потоков в расплаве под действием ультразвука связано с потерей энергии в расплаве. Эти потери зависят от интенсивности ультразвука и акустических свойств среды. Акустические потоки вызывают интенсивное перемешивание расплава, выравнивание температуры и интенсификацию конвективной диффузии. При выравнивании температуры расплава увеличивается теплообмен со стенками и окружающей средой, в результате чего увеличивается скорость охлаждения, физическая сущность влияния ультразвука на теплообмен при естественной или вынужденной конвекции заключается в проникновении акустических потоков в пограничный и ламинарный подслой, что приводит к деформации этих слоев, их турбулизации и перемешиванию. В результате этого в несколько раз увеличивается коэффициент теплопередачи и скорость теплообмена. 5.3.2.4. Д и ф ф у з и я. Ультразвук ускоряет диффузионные процессы в металлических расплавах и на границе с твердой фазой. В этом случае под действием ультразвука происходит более легкое перемещение атомов из одного устойчивого состояния в другое благодаря образованию кавитационных пузырьков. При этом необходимо учитывать влияние вторичных эффектов акустических потоков, повышение температуры, акустического давления, вызывающих турбулентное перемещение и разрушение пограничного слоя между жидкой и твердой фазой при ускорении диффузии на границе жидкость твердое тело. 5.3.2.7. Д е г а з а ц и о н н ы й э ф ф е к т. Под действием ультразвука растворенный газ сначала выделяется в виде пузырьков в зонах разряжения ультразвуковых волн, после этого пузырьки соединяются и при достижении достаточно большого размера всплывают на поверхность. Эффект можно обьяснить следующим образом, при воздействии ультразвука в расплаве возникает кавитация: в образованные кавитационные пустоты проникает ратворенный газ. При захлопывании кавитационных пузырей этот газ не успевает снова раствориться в металле и образует газовые пузырьки. Зародыши газовых пузырьков образуются и в полупериод разряжения при распространении упругих ультразвуковых колебаний в расплаве, т.к. при уменьшении давления растворимость газов уменьшается. После этого газовые пузырьки под влияниемельных движений коанулируют и, достигая определенных размеров, всплывают. Ускорение диффузии под действием ультразвука тоже может способствовать нарастанию газовых пузырьков. 5.3.3. Ультразвуковой капиллярный эффект (открытие N109). Явление капиллярности заключается в том, что при помещении в жидкость капилляра, смачиваемого жидкостью, в нем под действием сил поверхностного натяжения происходит подьем жидкости на некоторую высоту. Если жидкость в капилляре совершает колебания под влиянием источника ультразвука, то капиллярный эффект резко возрастает, высота столба жидкости увеличивается в несколько десятков раз, значительно во и скорость подьема. Экспериментально доказано, что в этом случае жидкость толкает вверх не радиационное давление и капилярные силы, а стоячие ультразвуковые волны. Ультразвук снова и снова как бы
сжимает столб жидкости и поднимает его вверх. Открытый эффект уже очень хорошо используется в промышленности, например, при пропитке изоляционными составами обмоток электродвигателей, окраске тканей, в теплвых трубах и т.п. А.с. 437 568: Способ попитки капиллярных пористых тел жидкостями и расплавами, например, полимерным связующим, с применением ультразвуковых колебаний, отличающийся тем, что с целью интенсификации процессов пропитки ультразвуковые колебания сообщают пропитываемому телу. 5.3.4. Трудно перечислить все эффекты, возникающие в результате воздействия ультразвука на вещество, поэтому кратко перечислим основные области прменения ультразвука и приведем в заключение несколько интересных изобретений, показывающих широкие возможности использования ультразвука в изобретательстве. Твердые вещества - размерная обработка сверхтвердых и хрупких материалов (сверление отверстий сложной формы, шлифование, полирование, наклеп, волочение проволоки, прокатка фольги и т.д.) - лужение и паяние металлов, керамики, стекла и т.п. - сварка металлов и полимеров. А.с. 505 540: Способ сварки трением встык разнородных металлов при котором осуществляют вращение одной заготовки, кроковку стыка и обжатие его при помощи осадочной матрицы, надетой на неподвижную заготовку, отличающийся тем, что с целью повышения стабильности качества сварного шва и стойкости матрицы, проковку и обжатие стыка производят с наложением на осадочную матрицу поперечных звуковых колебаний с пучностью напряжений в очаге деформации при с менее окружной скорости вращающейся заготовки. Жидкости (кавитирующие) - очистка деталей от жировых и других загрязнений А.с. 120 613: Устройство для автоматической очистки деталей, например, сеток радиоламп посредством промывочной жидкости, включающие промывочную ванну, транспортер, укладочное и разгрузочное приспособление, отличающееся тем, что с целью повышения качества очистки, в промывочной ванне установлены ультразвуковые излучатели с концентраторами ультразвуковой энергии, служащие для создания фонтанов промывочной жидкости, омывающих сетки, перемещаемые над промывочной ванной. - диспергирование твердых порошкообразных материалов в жидкостях, эмульгирование несмешивающихся жидкостей. А.с. 517 294: Способ получения жирового концентрата, включающий смешивание жира с белковым стабилизатором и высушивание, отличающийся тем, что с целью длительного хранения высококилотных жиров, а также удешивления способа, жир перед смешиванием нейтрализуют в присутствии катализатора, смесь жира со стабилизатором эмульгируют с помощью ультразвука в течении 10-15 минут, а в качестве стабилизатора используют дунст. - получение аэрозолей. - полимиризация или деструкция высокомолекулярных соединений, ускорение массообразных и химических процессов. - разрушение биологических обьектов (микроорганизмов). Действие ультразвука на жидкость базируется на использовании вторичных эффектов кавитации высоких локальных давлений и температуры, образующихся при схлопывании кавитационных пузырьков. Г а з ы - сушка сыпучих, пористых и других материалов. - очистка газов от твердых частиц и аэрозолей. 5.3.5. Акустомагнетоэлектрический эффект. Звук способен сортировать не только яблоки, но и электроны. Если поперек направления распространения звука в проводящей среде наложить магнитное поле, то электроны, которые
увлекаются звуком, будут отклоняться в этом поле, что приведет к возникновению поперечного тока или, если образец "разомкнуть" в поперечном направлении, электродвижущей силы (ЭДС). Но магнитное поле в соответствии с законом Лоренца отклоняет электроны разных скоростей по разному, поэтому величина и даже знак ЭДС показывают, какие электроны увлекаются звуком, то есть коковы свойства электронного газа в данной среде. В каждом веществе звук увлкает за собой группу электронов характерных именно для дпнного вещества. Если звук проходит через границу двух веществ, то одни электроны должны смениться другими, например, более "холодные", более "горячими". При этом от границы будет тепло, а сама граница охлаждаться. Данный эффект похож на известный эффект Пельтье (см. раздел 9.2.2.). Однако принципиальное отличие этого эффекта от эффекта Пельтье состоит в том, что он не исчезает, даже при очень низких температурах и охлаждение может продолжаться до температур, близких к абсолютному нулю. Это открытие зарегистрировано под номером 133 в следующей формулировке:"Установлено неизвестное ранее явление возникновение в телах, проводящих ток, перемещенных в магнитном поле, при прохождении через них звука, электродвижущей силы поперек направления распространениязвука, обусловленной взаимодействием со звуковой волной носителей заряда, находящихся в различных энергетических состояниях". На основе открытия уже сделано ряд изобретений. А.с. 512 422: Способ измерения времени релаксации энергии носителей заряда в кристалле, заключающийся в измерении проводимости и разности потенциалов на исследуемом образце, отличающийся тем, что с целью упрощения и повышения точности измерения, в образец вводят ультразвуковую волну, измеряют разность потенциалов в направлении распространения волны и проводимость в перпендикулярном направлении. А.с. 543 140: Способ усиления поверхностных звуковых волн в пьезоэлектическом полупроводнике основанный на взаимодействии звуковых волн с электрическим полем, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности усиления, дрейфовое напряжение прикладывается в направлении, перпендикулярном распространению поверхностной звуковой волны. 5.4. Волновое движение. Волна - это возмущение, распространяющееся с конечной скоростью в пространстве и несущее с собой энергию. Суть волнового движения состоит в переносе энергии без переноса вещества. Любое возмущение связано с каким-то направлением (вектор электрического поля в электромагнитной волне, напрвление колебаний частиц при звуковых волнах, градиент концентрации, градиент потенциала и т.д.). По взаимоположению вектора возмущения и вектора скорости волны, волны подразделяются на продольные (направление вектора возмущения совпадает с направлением вектора скорости) и поперечные (вектор возмущения перпендикулярен вектору скорости). В жидкостях и газах возможныв только продольные волны, в твердых телах и продольные и поперечные. Волна несет с собой и потенциальную и кинетическую энергию. Скорость волны, т.е. скорость распространения возмущения, зависит как от вида волны, так и от характеристик среды, например, от прочности бетона при затвердевании. Измеряя скорость распространения ультразвука можно определить, какую прочность набрал бетон в процессе выпаривания. ("Знание-сила"II,1969) В Японии предложено пропускать ультразвук через стальные изделия перпендикулярно тем поверхностям, расстояние между которыми нужно измерить. Стальные изделия помещались в остную ванну, которая просвечивалась ультразвуковыми импульсами. Измерив время необходимое для прохождения импульса от каждого вибратора, определяли внешние разхмеры изделия /заявка Японии N 51-23193/.
При наличии дисперсии волн (см. раздел 5.4.7.) понятие скорости волны становится не однозначным; приходится различать фазовую скорость (скорость распространения определенной фазы волны) и групповую скорость, являющуюся скорость переноса энергии, что усложняет различные измерительные работы с помощью различного вида колебаний. В случае же когерентного колебания фазовая скорость может нести информацию о свойствах среды. А.с. 288 407: Способ измерения паросодержания пароводяных смесей и количества парогазовых включений по а.с. N'131138, отличающийся тем, что с целью повышения точности и чувствительности при измерениях паросодержания в высокочастотных трактах с большими потерями, отраженный сигнал, фаза которого характеризует измеряемый параметр, выделяют из высокочастотного тракта, усиливают, ограничивают по амплитуде и сравнивают его фазу с фазой опорного когерентного высокочастотного колебания. А.с. 412 421: Способ измерения скорости ультразвука в средах основанный на определении времени рапространения колебаний с помощью фазового сдвига, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, модулируют колебания по фазе и одновременно пропускают через исследуемую и эталонную среду, измеряя на границах обеих сред относительную величину фазы колебаний, и по результатам измерения находят скорость ультразвука в исследуемой среде. 5.4.1. Стоячие волны. При наличии каких-либо неоднородностей в среде имеют место явления преломления и отражения волн. Если возбуждаемые в среде волны отражаются от каких-то границ (препятствий), то при определенном сдвиге фаз в результате наложения прямой и отраженной волны может возникнуть стоячая волна с характерным расположением максимумов возмущения (узлов и пучностей). При наличии стоячей волны переноса энергии через углы нет, и в каждом участке между двумя узлами наблюдается лишь взаимопревращение кинетической и потенциальной энергии. А.с. 337 712: Способ определения модуля упругости бетона путем ультразвукового прозвучивания образца, отличающийся тем, что с целью повышения точности, фиксируют частоту ультразвуковых колебаний при возникновении стоячей волны и по ней судят о модуле упругости бетона. А.с. 488 170: Способ ипытания кабельных изделий на вибростойкость путем создания колебаний в закрепленном по концам образца, находящемся под натяжением, отличающийся тем, что с целью повышения надежности испытаний кабель-буксирных комплектаций, на образце кабеля закрепляют соединитель, идентичный по весу, размерам, и элементам фиксации муфте изделия, концы закрепляют шарнирно, возбуждают в нем стоячие волны, а соединитель размещают в узле стоячей волны. 5.4.2. Эффект Доплера-Физо. Еслирегистрировать колебания в точке, расположенной на каком-либо расстоянии от источника колебаний и неподвижной относнего, то частота регистрируемых колебаний будет равна частоте колебаний источн Если же источник и приемник приближаются друг к другу, то частота регистрируемых колебаний будет выше частоты колебаний источника. При взаимном удалении приемника и источника приемник будет регистрировать понижение частоты колебаний. При этом изменение частоты зависит от скорости взаимного движения источника и приемника. Этот эффект был впервые открыт Доплером в акустике, позже его независимо открыл Физо и рассмотрел его в случае световых колебаний. На основе этого эффекта создан прибор для измерения скорости супертанкеров при швартовых операциях,, длина волны использована малая (микроволновый сигнал). Очевидно подобный прибор может быть использован и в других областях техники. Патент США 3 555 899: Установка для ультразвукового измерения расхода жидкостей в трубопроводе. Имеется устройство для создания двух траекторий распространения ультразвука
между противоположными боковыми стенками трубопровода и устройство, которое направляет эти траектории таким образом, что они располагаются в плоскости, проходящей через параллельно продольные прямые, и наклонены к обоим прямым под взаимно дополняющими углами. Установка имеет устройство, которое посылает ультразвуковые колебания в двух противоположных направлениях по каждой из двух траекторий. Расход определяется путем измерения скорости распространения колебаний по направлению потока и навстречу потоку и вычисления среднего значения разности между указанными различными скоростями. Распространение звуковых колебаний по одной траектории может быть обеспечено путем отражения ультразвуковых колебаний, идущих по другой траектории. Патент США 3 564 488: Прибор для измерения скорости движущихся обьектов, например, для измерения скорости движения тела по рельсам. По одному из рельсов пускаются ультразвуковые волны. В приборе имеется пьезоэлектрический преобразователь который служит для обнаружения доплеровской частоты в отраженном сигнале, исходящеи от точки, расположенной вблизи места контакта движущегося тела с рельсом. Частота Допплера используется для измерения скорости движущегося по рельсам обьекта. 5.4.3. Поляризация. Поляризация волн - нарушение осевой симметрии поперечной волны относительно направления распространения этой волны. В неполяризованной волне колебания (векторов смешения и скорости частиц среды в случае упругих волн или векторов напряженностей электрического и магнитного полей в случае электромагнитных волн) в каждой точке пространства по всевозможным направлениям в плоскости, перпендикулярной направлению распрстранения волны, быстро и беспорядочно сменяют друг друга так, что ни одно из этих направлений колебаний не является преимущественным. Поперечную волну называют поляризованной, если в каждой точке пространства направление колебаний сохраняется неизменным (линейнополяризованным) или изменяется с течением времени по определенному закону (циркулярно или элептическиполяризованной). Поляризация может возникнуть вследствие отсутствия осевой симметрии в возбуждающем волну излучателе (например, в лазерах), при отражении и приломлении волн на границе двух сред (наибольше степень поляризации имеет место при отражении под углом Брюстера тангенс угла равен коэффициенту преломления отражающей среды) при рапространении волны в анизотропной среде. А.с. 269 588: Способ определения стойкости стекла в спаях с металлом к электролизу, состоящий в том, что через термостатированный образец пропускается электрический ток, причем напряжение питающего источника остается постоянным, и измеряют величину тока, проходящего через образец, отличающийся тем, что с целью повышения точности наблюдений, о ходе процесса электролиза судят по измерению картины механических напряжений в местах спая с металлом, наблюдаемой в лучах поляризованного света. А.с. 452 786: Способ магнитного контроля ферромагнитных материалов, заключающийся в том, что на поверхность предварительно намагниченного материала наносят индикатор и по рисунку, образованному под воздействием полей рассеяния, судят о качестве изделия, отличающийся тем, что с целью повышения его чувствительности, в качестве индикатора используют монокристаллическую пленку магний-марганцевого феррита с полосовой доменной структурой, а изменение состояния индикатора наблюдают в поляризованном свете. А.с. 221 345: Способ контроля кристаллизации кондитерских масс, например, ирисной, в процессе производства путем микроскопирования исследуемого образца, отличающийся тем, с целью повышения точности контроля, микроскопирование осуществляют в проходящем поляризованном световом луче с измерением при этом интенсивности светового потока с
последующим определением содержания кристаллов. А.с. 249 025: Способ оценки распределния контактных напряжений по величине деформации пластичной прокладки, располагаемой в зоне контакта между соприкосающимися поверхностями, отличающийся тем, что с целью повышения точности, в качестве пластичной прокладки используют пленку из оптически чувствительного материала, которую затем просвечивают поляризованным светом в направлении действия контактных сил, и по картине полос судят о распределении контактных напряжений. 5.4.4. Вобщем случае д и ф р а к ц и я - это отлонения волновых движений от законов геометрической /прямолучевой/ оптики. Если на пути распространения волны имеется препятствие, то на краях препятствия наблюдается огибание волной края. Если размеры препятствия велики по сравнению с длиной волны, то распрстранение волны почти не отклоняется от прямолинейного, т.е. дифракционные явления не значительны. Если же размеры препятствия сравнимы с длиной волны, то наблюдается сильное отклонение от прямолинейного распространения волнового фронта. При совсем малых размерах препятствия волна полностью его огибает - она "не замечает" препятствия. Очевидно, величина отклонения /количественная характеристика дифракции/ при заданном препятствии будет зависеть от длины волны; волны с большей длиной будут сильнее огибать препятствие. Такое разделение волны используется в дифракционных спектроскопах, где белый свет /совокупность волн различной длины/ располагается в спектр с помощью дифракционной решеткисистемы частых полос. В авторском свидетельстве N'249 468 изменение дифракционной картины при изменении размеров препятствий использовано для градировки магнитного поля, под действием которого изменяются параметры ферромагнитной пленки с полосовой доменной структурой: Способ градировки магнитного поля спомощью эталона, отличающийся тем, что с целью повышения точности и упрощения процесса градуровки эталон, в качетве которого использована тонкая ферромагнитная пленка с полосовой доменной структурой, на которую нанесен магнитный коллоид, намагничивают под определенным углом к направлению силовых линий градуируемого поля, освещают его светом и наблюдают диффрагировавший на эталоне луч света, затем увеличивают градуируемое поле по величине, при которой исчезает наблюдаемый луч, сопоставляют эту величину с известным значением поля переключения эталона. А.с. 252 625: Способ определения статистических характеристик прозрачных диэлектрических пленок, заключающийся в том, что через исследуемую пленку пропускают луч света, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса и сокращения времени определения, на пути луча когенентного света за исследуемой пленкой устанавливают экран с отверстием, вращают исследуемую пленку в плоскости, перпендикулярной оси луча, получают усредненную дифракционную картину от отверстия и затем из сравнения полученной усредненной дифракционной картины с расчетной картиной определяют статические характеристики пленки. 5.4.5. Интенференция волны. Явление, возникающее при наложении двух или нескольких волн и состоящее в устойчивом во времени их взаимном усилении в одних точках пространства и ослаблении в других в зависимости от соотношения между фазами этих волн. Интерференционная картина может наблюдаться только в случае когерентных волн, т. е. волн, разность фаз которых не зависит от времени. При интерференции поперечных волн помимо когерентности волн необходимо, чтобы им соответствовали колебания, совершающиеся вдоль одного и того же или близких напрвлений: поэтому две когерентные волны, поляризованные во взаимно перпендикулярных направлениях интерферировать не будут. Существует много различных методов получения когерентных волн: наиболее широко распространенными Являются способы, основанные на использовании прямой
и отраженной волны; если отраженная волна направлена точно назад т.е. на 180 градусов, то могут возникнуть стоячие волны. А.с. 154 676: Способ определения абсолютного значения ускорения силы тяжести, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения абсолютного значения ускорения силы тяжести, время падения измеряют путем подсчета количества временных периодических интервалов, задаваемых эталоном частоты, в период между моментами совпадения отрезков пути свободного падения с длиной трубчатого концевого эталона, сличаемых интерференционным методом в процессе свободного падения тела. Патент США 3 796 493: Аппарат для измерения шага резьбы прецизионного ходового винта посредством оптической интерференции. Два чувствительных элемента приводят в контакт с одной и той же стороной резьбы винта в двух точках, фазы которых отличаются на 180 градусов. Щупы смонтированы на направляющей, которая может перемещаться в любом направлении на каретке, в плоскости, параллельной плоскости движения каретки вдольоси винта, регулируют таким образом, чтобы она приблизительно равнялась шагу винта. Средняя точка между сферическими концами двух щупов располагается в вершине кубического уголкового отражателя, смонтированного на направляющей. Световой луч от уголкового кубического отражателя отражается рефлектором. Шаг резьбы измеряют используя интерференцию между световыми лучами, разделенными полупрозрачным зеркалом. Один из лучей испытывает отражения от уголкового отражателя и рефлектора. Измеренную величину сравнивают с эталонным шагом. 5.4.6. Голография. Явления интерференции и дифракции волн лежат в основе принципиально нового метода получения обьемных изображений предметов - голографии. Теоретические предпосылки голографии существовали давно / Д.Габор, 1948г./, однако практическое ее осуществление связано с появлением лазеров - источников света высокой интенсивности, когерентности и монохроматичности. Суть голографии состоит в следующем. Обьект освещают когерентным светом и фотографируют интерференционную картину взаимодействия света, рассеянного обьектом, с когерентным излучением источника, освещающего обьект. Эта интерференционная картина - чередование темных и светлых областей сложной конфигурации, зарегистрированная фотопластинкой и есть голограмма. Она не имеет никакого сходства с обьектом, однако несет в себе полную визуальную информацию о нем, так как фиксирует распределение амплитуд и фаз волнового поля результата наложения опорной когерентной волны и волн, дифрагированных на обьекте. Для восстановления изображения голограмму освещают опорным пучком света, который дифрагируя на неоднородностях почернения фотоэмульсии, дает обьемное изображение, обладающей полной иллюзией реального обьекта. Голограммы обладают рядом интересных особенностей. Например, если голограмму расколоть на несколько кусков, то каждый из них при просвечивании дает полное изображение предмета, как и целая голограмма. Изменяются лишь четкость изображения и степень обьемности. Если же с голограммой контактным способом снять обращенную копию /негатив/, то изображение полученное от этой копии все равно останется позитивным. Одно из фундаментальных открытий в области голографии принадлежит Ю.Н.Денисюку, осуществившему голографию в стоячих волнах. Открытие зарегистрировано под N'88 со следующей формулой: "Установлено ранее неизвестное явление возникновения пространственного неискаженного цветного изображения обьекта при отражении излучения от трехмерного элемента прозрачной материальной среды, в которой распределение плотности вещества соответствует распределению интенсивности поля стоячих волн, образующихся вокруг обьекта при рассеянии на нем
излучения". Такие трехмерные галограммы на стадии восстановления необязательно освещать когерентным излучением,- можно пользоваться обычным источником света. Возможности использования голографических методов неисчерпаемы. Например, если процессы регистрации и восстановления производить при разных длинах волн, то изображение обьекта во столько раз, во сколько длина волны восстановления больше длины волны регистрации /голографический микроскоп/. С помощью голографии можно получать интерференционные картины от обьектов, диффузно рассеивающих свет. Совмещая голографическое изображение с самим обьектом и изучая интерференционную картину, можно зафиксировать самые незначительные деформации обьекта. А.с. 250 465: Способ определения чистоты обработки поверхности изделия...., отличающийся тем, что с целью повышения чувствительности способа, сначала получают голограмму контролируемого изделия, производят освещение поверхности изделия, накладываемое на него восстановленное с голограммы его действительное изображение, и регистрируют при этом интенсивность зеркально и диффузно отраженного от поверхности изделия излучения, затем изменяют взаимное расположение изделия и его действительного изображения на величину большую, чем средняя высота микронеровностей поверхности, регистрируют интенсивность зеркально отраженного от поверхности изделия и по соотношению этих интенсивностейопределяют чистоту обработки поверхности. США патент N' 3 797 944: Испытание без разрушения пористых акустических панелей. В процессе испытания получают усредненную по времени голографическую фотографию перефорированно поверхности акустической панели, имеющей ячеистую структуру. При этом панель подвергается воздействию акустического излучения заданной интенсивности, частота которой равна частоте ячейки панели. Затем полученную фотографию просматривают, направляя через нее лазерный луч. Световые завихрения полученные на фотографии соответствуют хорошим ячейкам, тогда как темные участки соответствуют нерабочим или дефектным ячейкам. Если резонансная частота ячейки неизвестна, то ее можно определить получая изображение поверхности в реальном масштабе времени в отсутствие акустического возбуждения. Затем перфорированные листы просматривают через полученное изображение, подвергая перфорированную поверхность воздействию акустического излучения с медленно меняющейся частотой при постоянном уровне интенсивности и регулируя возникновение завихрений, соответствующих резонансу. Голография дает возможность создать оптическую память чрезвычайно большой емкости. С ее помощью успешно решается проблема машинного распознавания образов. Можно сделать так, что проекция на голограмму одних образцов будет вызывать появление других, определенным образом связанным с первым (ассоциативная память). Существенно, что голографическое изображение можно получать не только с помощью электромагнитных, но и акустических волн. Когерентные ультразвуковые волны дают возможность освещать большие обьекты. Следовательно можно получить трехмерное изображение внутренних частей обьекта, например, человеческого тела, недр Земли, толщи океана. США патент 3 585 848: Аппарат для записи акустических изображений и голограмм и метод их записи. Обьект облучается акустическими волнами для создания поля акустических колебаний в отражающей поверхности, в аппарате предусмотрено устройство разверстки бегущим лазерным пятном для сканирования поверхности коллимированным лучом света. Изменения отражаемой от поверхности компоненты луча обеспечивают генерацию выходного сигнала, изменения частоты котрого соответствуют изменениям интенсивности акустических колебаний в плоскости поверхности обьекта. Выходной сигнал гетеродинируется с опорным сигналом, частота которого
выдерживается в заданном соотношении с частотой облучающих акустических волн, соответствующая внутренней модуляции преобразуется в визуальную индикацию, что позволяет осуществить акустическую голограмму обьекта. Условное неголографическое изображение (акустическое) может быть получено путем амплитудного детектирования выходного сигнала без смешения его с опорным сигналом. Возможности оптической и акустической голографии изучены сейчас еще не полностью, голографические методы проникают во все области науки и техники, позволяя изящно и надежно решать неразрешимые задачи. 5.4.7. Д и с п е р с и я в о л н - зависимость фазовой скорости гармонических волн в веществе от их частоты. Область частот в которой скорость убывает с увеличением частоты, называется областью но р м а л ь н о й д и с п е р с и и, а область частот, в которой при увеличении частоты скорость также увеличивается, называется областью а н о м а л ь н о й д и с п е р с Дисперсия волн наблюдается, например, при распространении радиоволн в ионосфере, волноводах. При распространении световых волн в веществе также имеет место д и с п е р с и я с в е т а (зависимость абсолютного показателя преломления от частоты света). Если вещество прозрачно для некоторой области частоты волн, то наблюдается нормальная дисперсия, а если интенсивно поглащает свет, то в этой области имеет место аномальная дисперсия. В результате дисперсии узкий параллельный пучок белого света, проходя через призму из стекла или другого прозрачного вещества уширяется и образует на экране, установленном за призмой радужную полоску, называемую диспорсионным спектром. Для световых волн единственной недиспергирующей средой является вакуум. Патент США 3 586 120: Аппаратура передачи звука. Углы скандируемые световым лучом, увеличиваются посредством введения дисперсионного устройства на пути звуковых волн. Эти углы образованы вследствие взаимодействия света и звука. В одной из модификаций аппарата звуковые волны пропускаются черезнеподвижную решетку, или другими словами через среду, которая обладает дисперсией по своей природе. В другой модификации дисперсия достигается вследствие вибрации при образовании продольной волны растяжения или сжатия. А.с. 253 408: Устройство для измерения температуры, содержащее измерительный элемент, устанавливаемый на исследуемый материал, и источник белого света, отличающийся тем, что с целью расширения интервала измеряемых температур, измерительный элемент выполнен в виде прозрачной кюветы, заполненной смесью оптически неоднородных веществ, соответствующих заданному интервалу температур, показатели преломления которой зависят от длины волны и температурные коэффициенты показателей преломления отличаются знаком либо величиной. 6. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 6.1. В основе всеь физических явлений лежит взаимодействие между телами или частицами, участвующими в этих явлогласно представления современной физике всякое взаимодействие передается через некоторое поле. Электриче заряды взаимодействуют через электрическое поле, которое они создают, магниты и электрические токи - через магнитное поле. Механическое взаимодействие осуществляется через электромагнитные поля, создаваемые электронами вещества. 6.1.1 Взаимодействие заряженных тел или частиц в самом простейшем случае описывается з а к о н о м К у л о н а. Известно, что разноименные заряды притягиваются, а однаименные отталкиваются. А.с. 428 882: Способ соединения концов проводников, при котором осуществляют контактирование проводников, а затем сварку из концов, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что с целью упрощения технологического процесса, контактирование концов проводников получают при
помощи создания между ними электростатического поля от дополнительного источника постоянного напряжения, подключенного к проводникам. Изменяя форму поверхности заряженных тел можно изменить конфигурацию образующихся полей. А это, в свою очередь, открывает возможность управляти симами, действующими на саряженные частицы (тела), помещенные в такое поле. А.с. 446 315: Способ разделения диэлектрических волокон по диаметрам в неравномерном электрическом поле, отличающимся тем,что,с целью повыщения эффективности процесса,разделение производят при постоянном градиенте квадрата напряженност поля, увеличивающейся в сторону электрода, имеющего тот же знак, что и поверхностный заряд на . 6.2 При внесении хезаряженного проводника в электрическое поле носители заряда приходят в движение. В результате у концов проводника возникают заряды противоположенного знака,называемые индуцированными зарядами. А.с. 518 839: Способ снятия потенциальной кривой коллектора электрической машины постоянного тока, заключающийся в премещении элемента, обеспечивающего снятие электрического параметра, вдоль окружности коллектора работающей электрической машины, отличающийся тем, что с целью расширения функциональных возможностей, повышения точности и надежности, перемещение элемента, например датчика, использующего явление электростатической индукции, осуществляют над колектором на постоянном растоянии и измеряют на датчике величину заряда,наведенного зарядами коллекторных пластин, и по величинам зарядов определяют характер потенциальной кривой. Это же явление используется для защиты различных обьектов от вездействия электрических полей путем электрического экранирования и для получения свервысоких постоянных напряжений (генератор Ван-де Граафа). 6.3 при частично введении диэлектрика между обкладками конденсатора наблюдается втягивание диэлектрика между обкладками. А.с. 493 641: дозатор жидкости, содержащий герметичную емкость с регулятором уорвня, выпускным сифоном и воздухоподводяой, отличающийся тем,что с целью повыщения надежности и упрощения конструкции, в канале воздухопроводящей трубы установлен частично погреженный в житкость диэлектрик многоэлектродный электрический конденсатор, обкладки которого в момент выдачи жидкости соединены с источником напряженности. 6.4 Под действием электрического поля в проводнике при создании на его концах разности потенциалв заряды движутся - в проводнике возникает электрический ток. Любые нарушения кристаллической решетки проводника - дефекты, примеси,тепловые колебания - являются причиной рассеяния электронных волн, т.е. уменишения упорядочности движения электронов. При этом в проводнике выделяется тепло.(заокн Джоуля - Ленца). А.с. 553 233: Способ получения цементного клинкера путем подготовки, подогревания и спекания сырьевой смеси, отличающийся, тем что, с целью интенсификации процесса клинкерообразования, спекание осуществляют за счет пропуска через сырьевую массу элекирического тока с напряжением 10-500 в. 6.5 Высокая проводимость металлов связана с особенностью иь электронного спектра, в котором непосредственно над заполнеными уровнями находятся свободные уровни. У большинства металлов сопротивление увеличивается линейно с ростом температуры. в то же время ряд сплавов имеет отрицательных температурный коэффицент сопротивления.Меняется сопротивление и у неметаллов. 6.5.1. Сопротивление металлов при плавлении возрастает, если его плотность возрастает (в полтора-два раза, для свинца - в 3-4 раза) и, наоборот, падает, если плотность металла при плавлении уменьшается (висмут, сурьма, галлий).
6.5.2. При приложении внешнего гидравлического давления сопротивление металлов уменьшается. Это уменьшение максимально у щелочных металлов, имеющих максимальную сжимаемость. У ряда элементов на кривых зависмости сопротивления от давления имеются скачки, используемые в физике высоких давлений в качестве реперных точек. 6.5.3. Кроме того, на сопротивление металов очень сильно влияет наличие примесей (или состав сплава), что используется для идентификации сплавов. Так например, при изменении количества примесей в стали от 0,1 до 1,1% ее удельное сопротивление изменяется от 10 до 30 10(в минус восьмой степени) Ом.см. Широко используются изобретателями и обычные изменения сопротивления обьектов за счет изменения размеров или состава обьекта. А.с. 462 067: Способ измерения линейных размеров изделия из электропроводного материала, заключающегося в том, что на поверхность изделия направляют струю жидкости, по параметрам которой судят о размерае, отличающийся тем, что с целью расширения диапазона измерений, подают электропроводящую жидкость и измеряют электрическое сопротивление струи. А.с. 511 233: Способ определения качества пишущего инструмента, например, шариковой авторучки путем нанесения ею на опорную поверхность пишущей жидкости и измерения электрического сопротпоследней, отличающийся тем, что с цель повышения точности измерения, в качестве опорной поверхности используют токопроводящую подложку, а измерение сопротивлений осуществляют в цепи подложкаседло шарика. А.с. 520 539: Способ измерения удельного электрического сопротивления образцов, заключающийся в измернии пропускаемого через образец тока, отличающийся тем, что с целью повышения точности и упрощения процесса измерения, образец последовательно помещают в сосуды с растворами с известными удельными сопротивлениями, измеряют ток проходящий через эти растворы до и после погружения в них образца и об удельном сопротивлении образца судят по величине удельного сопротивления того раствора, при погружении образца в который, ток, проходящий через этот раствор, не менялся. 6.6. При низких температурах поведение сопротивления металлов весьма сложно. У некоторых металлов и сплавов обнаруживается явление с в е р х п р о в о д и м о с т и. Сверхпроводящее состояние устойчиво, если температура, магнитное поле и плотность тока не превышает некоторых критических пределов. В 1976 г. достигнуты следующие максимальные значения этих параметров: критическая температура 23,4К, критическое поле 600 кЗ, плотность тока 11 в 11-ой степени а см2. А.с. 240 844: Устройство для получения сверхсильных магнитных полей, представляющее собой охлажденный солиноид из несверхпроводящего материала, отличающийся тем, что с целью повышения напряженности магнитного поля, снижения себестоимости и потребления электроэнергии, снаружи солиноида расположен в кристалле с рабочим обьемом вне криостата сверхпроводящий соленоид. 6.6.1. Если один из параметров поддерживать вблизи критического значения, то сверхпроводящая система может быть использована для очень точного определения небольших изменений измеряемой величины, например, вблизи критической температуры - 10 см./градус. А.с. 525 886: Способ измерения скорости течения жидкости заключающийся в пропускании через чувствительный элемент электрического сигнала, подведения к нему тепла от дополнительного источника и определении скорости течения жидкости по изменению величины сигнала с чувствительного элемента, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерния скорости течения криогенных жидкостей, ее определяют по величине теплового потока от дополнительного источника тепла в момент перехода чувствительного элемента из сверхпроводящего состояния в нормальное.
6.7. Электрическое и магнитные поля тесно связаны между собой. В природе существует электромагнитное поле - чисто электрические и чисто магнитные поля являются лишь его частными случаями. Изменяющиеся электрические и магнитные поля индуктируют друг друга.(под изменением поля надо понимать не только изменение его интенсивности, но и движение поля как целого). Патент США 3 825 910: Способ передачи магнитных доменов при помощи самовозбуждаемых управляемых полей. Устройство передачи магнитных доменов использует самовозбуждающее управляющее поле для перемещения магнитного домена в тонком магнитном слое из ферромагнитного материала. Слой управления перемещением доменов сформирован из тонкопроводящего материала. При подаче на управляющий слой электрического поля по соседству с магнитным слоем и в управляющем слое возникает равномерно распределенный электрический ток. Магнитный домен, расположеный в магнитном слое, изменяет плотность тока в управляющем слое и вырабатывает вблизи себя область токового возмущения. Ток возмущения, взаимодействуя с магнитным полем домена, обеспечивает выработку результирующего индуцированного управляющего магнитного поля. Скорость и направление распространения магнитного домена управляются путем изменения прикладываемого электрического поля или путем изенения тока возмущения в управляющем слое. Взаимное индуктирование электрического и магнитного полей происходит в пространстве с огромной скоростью /со скоростью света/ и представляет собой распространение электромагнитных волн. Такими электромагнитными волнами являются радиоволны, свет инфракрасный, видимый, ультрафиолетовый, а также рентгеновские и гамма-лучи. Поэтому многие эффекты, описанные в этом разделе, имеют аналоги и в оптике, и, наоборот, "оптические" эффекты широко применяются в радиотехнике, особенно в диапозоне СВЧ (например, эффект Фарадея). Магнитное поле может быть создано постоянными магнитными, переменными электрическим полем и движущимися электрическими зарядами, в частности теми, которые движутся в проводнике, создавая электрический ток. А.с. 553 707: Способ защиты человека от поражения электрическим током в сетях с напряжением до 1000 В. путем отключения сети при поступлении на исполнительные органы аварийного сигнала, вырабатываемого размещенными на теле человека датчиком на основе тока, протекающего через тело человека при его соприкосновении с токоведущими частями, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности для формирования аварийного сигнала используют электромагнитные колебания, излучаемые телом человека, которые фиксирует антенны служащие указанным датчиком. А.с. 516 484: Способ автоматического регулирования положения электрода при сварке путем контроля физических возмущений в зоне сварки, отличающийся тем, что с целью повышения точности и обеспечения возможности регулирования при электрошлаковой сварке, вокруг контролируемого участка зоны сварки создают магнитопроводящий контур и о положении электрода при сварке судят по распределению магнитной индукции, наводимой сварочным током внутри этого контура. 6.7.1. Основной характеристикой электрического поля является напряженность, определяемая через силу, действующую на заряд. Основной характеристикой магнитного поля является вектор магнитной индукции, также определяемый через силу, действующую на заряд в магнитном поле. На неподвижные заряды магнитное поле вобще не действует. Движущийся заряд магнит не притягивает и не отталки, а действует на него в направл, перпендикулярном к полю и к скорости заряда. Сила, действующая на заряд в этом случае, называется силой Лоренца. А.с. 491 517: Способ изменения подьемной силы крыла с постоянным углом атаки, например,
судно на автоматически управляемых подводных крыльях. С целью повышения быстродействия и надежности системы управления подводными крыльями, снижения уровня гидродинамических шумов по крылу пропускают магнитный поток, возбуждаемый электромагнитным полем, через морскую воду электрический ток, направленный поперек магнитного потока. Патент США 3 138 129: Гидродинамический электромагнитный движитель. Движетельная система для удлиненного гидродинамического плавсредства содержат цилиндрическую оболочку из ферромагнитного материала; несколько параллельных магнитных полюсов, расположенных по переферии оболочки на одинаковом расстоянии один от другого; электромагнитные катушки надетые на удлиненные электроды, число которых равно числу полюсов. На судне установлен источник переменного тока. Управляющее устройство соединяет источник переменного тока с электродами и катушками электромагнита для попеременного создания северного и южного полюсов в катушках и получения пересекающихся электрического и магнитного полей в нужных фазах, для создания однонаправленного движения заряженных частиц вокруг плавсредства. Управляющее устройство включает приспособление для раздельного возбуждения электродов при управлении плавсредством. 6.7.2. При движении зарядов в магнитнм поле не вдоль линии этого поля из -за силы Лоренца траектория их движения будет представлять собой спираль. Чем сильнее поле, тем меньше радиус этой спирали. Период обращения заряда не зависит от скорости движения, а только от отношения величины заряда к массе заряженной частицы. А.с. 542 363: Устройство для измерения заряда аэрозоли, содержащее измерительный электрод, блок питания, выпрямитель и операционный усилитель, отличающееся тем, что с целью повышения эффективности, оно снабжено магнитом, создающим поперечное к напрвлению движения аэрозоли поле, а измерительный электрод выполнен плоским и установлен так, что его плоскость параллельна силовым линиям магнитного поля и направления движения аэрозоли. В случае перпендикулярности силовых линий магнитного поля плоскости движения заряженной частицы она начинает двигаться по кругу, причем радиус этого круга зависит от напряженности магнитного поля. А.с. 516 905: Датчик расхода, содержащий корпус, крыльчатку, преобразователь угловой скорости крыльчатки в электрический сигнал, отличающийся тем, что с целью расширения облсти применения и диапазона измерения, а также упрощение конструкции датчика расхода, преобразователь угловой скорости крыльчатки выполнен ввиде магнетрона, анод которого выполнен с вырезами, расположенными в плоскости, параллельно оси вращения крыльчатки, в теле крыльчатки укреплены магниты с одноименными полюсами в одном торце, а на корпусе датчика расхода установлен подпорный магнит, причем магниты в теле крыльчатки и подпорный магнит обращены к магнетрону разноименными полюсами. 6.8. Когда по проводнику, помещенному в магнитное поле, идет электрический ток, электроны движутся относительно положительных ионов, составляющих кристаллическую решетку. Поэтому и в системе отсчета, связанной с решеткой (т.е. в системе отсчета, в которой проводник неподвижен, сила Лоренца действует только на электроны). Через взаимодействие электронов с ионами эта сила передается решетке. А.с. 269 645: Способ возбуждения акустических колебаний в токопроводящей жидкофазной среде, отличающийся тем, что с целью повышения эффекивности процесса излучения, на среду накладывают постоянное магнитное поле и одновременно пропускают через нее переменный электрический ток. А.с. 444 653: Способ уплотнения бетонной смеси, заключающийся во взаимодействии на уложеную в форму смесь, колебаниями, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности процесса, в форме вызывают импульсные деформации создаваемые
взаимодействием кратковременных мощных электромагнитных полей, одно из которых генерируется индуктором, а другое создается импульсным токов. А.с. 286 318: Способ контроля и дефектоскопии однотипных изделий, имеющих открытые деффекты, например ввиде пустот или инородных включений, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса контроля изделие помещают в ванну с электропроводной жидкостью, пропускают через нее электрический ток, а затем воздействуют на жидкость магнитным полем для изменения ее кажущейся плотности до достижения безразличного положения в ней исправных изделий, и наличия деффектов определяют по изменению положения изделия относительно дна ванны. Возможен и обратный эффект: колебания решетки передаются электронам, а их движение в магнитном поле приводит к возникновению тока. А.с. 549 732: Способ неразрешающего контроля магнитных материалов, заключающийся в том, что контролируемые магнитные материалы помещают в магнитное поле и подвергают воздействию механических напряжений в пределах области упругой деформации, а о механических свойствах материала судят по изменению индукции в них, отличающийся тем, что с целью повышения точности и производительности контроля, используют постоянное магнитное поле, механические напряжения создают с помощью ультразвуковых колебаний, а о механических свойствах материалов судят по величине переменной составляющей индукции в них. 6.8.1. Взаимодействие двух проводников, по которым текут электрические токи, осуществляется через магнитное поле. Каждый ток создает магнитное поле, которое действует на другой проводник. Таким образом, взаимодействуют отнюдь не поля между собой, а поле и ток. Аналогичным образом взаимодействуют и движущиеся электрические заряды. Причем для магнитных взаимодействий третий закон Ньютона не выполняется (сила, действующая на один заряд со стороны другого, не равна силе действующей на второй заряд со стороны первого). 6.9. При движении (изменении) магнитного поля в замкнутом проводнике возникает ЭДС индукции. В соответствии с правилом Ленца направление индукционного тока таково, что его собственное поле препятствует изменению магнитного потока, вызывающего индукцию. Внешние силы, двигающие магнит, встречают сопротивление со стороны проводящего контура. Собственное поле контура таково, что при приближении магнита рамка и магнит отталкиваются, а при удалении притягиваются. Во всех случаях внешние силы должны будут выполнять работу, которая превратится в конечном счете в работу тока. Патент США 3 787 770: Способ обнаружения снаряда вылетающего из ствола орудия, и прибор для его осуществления. Магнит располагают вблизи дула орудия для того, чтобы вылетающий из ствола снаряд пересекал некоторые магнитные силовые линии магнита. При отделении снаряда от орудия и прохождении снаряда над постоянным магнитом, в считывающей катушке, намотанной на магните, наводятся импульсы напряжения, которые после прохождения через усилитель подводятся к осцилографу или хронографу для обеспечения отсчета. А.с. 279 117: Термостат содержащий теплоизолированную камеру, магнит и нагреватель, отличающийся тем, что с целью упрощения конструкции и повышения надежности, в нем нагреватель выполнен из ферромагнитного материала, устаномлен на валу электродвигателя и расположен в поле магнита. Это явление наблюдается и в том случае, когда перемещения проводника не происходит, а магнитное поле меняется во времени. Если контур проводящий ЭДС индукции вызывает в нем индукционный ток, если непроводящий (например, условно проведенный в воздухе), то возникает лишь ЭДС. 6.9.1. Рассмотрим два контура, расположенные рядом. Переменный ток протекающий в одном из них, создает переменное магнитное поле, которое вызывает появление ЭДС индукции в другом
контуре. Такое явление называется взаимной индукцией. 6.9.2. Переменный магнитный поток может вызываться переменным током самого контура. В этом случае в контуре также появляется ЭДС - она называется ЭДС самоиндукции. 6.10. Если в изменяющемся магнитном поле перпендикулярно к его силовым линиям поместить металлическую (не ферромагнитную) пластинку, в ней начнут протекать круговые индукционные токи. А.с. 513 237: Способ магнитошумовой размерометрии ферромагнитных изделий, заключающийся в том, что преобразовывают магнитные шумы в электрические сигналы индуктивным преобразователем, а затем проводят амплитудно-частотный анализ спектра сигналов, по результатам которого судят о контролируемом размере, отличающийся тем, что с цель повышения точности контроля толщины электропроводных неферромагнитных покрытий на ферромагнитной основе выделяют ту часть спектра сигналов, компоненты которой изменились вследствие токовихревого взаимодействия с магнитными шумами. 6.10.1. Ток в пластинке может достигать больших величин, даже при небольшой напряженности поля, так как сопротивление массивного проводника мало. Индукционные токи в массивных проводниках называют токами Фуко или вихревыми точками. А.с. 235 778: Устройство для оттаивания снеговой шубы испарителя, например, домашних холодильников, содержащее понижающий трансформатор, первичная обмотка которого включена в электрическую цепь переменного тока, отличающийся тем, что с целью ускорения процесса оттаиванияпевичная обмотка укреплена на стенке испарителя с тем, чтобы последний служил вторичной обмоткой трансформатора для наведения в нем вихревых токов. 6.10.2. Вихревые токи в пластинке создают магнитное поле. Это поле действует в соответствии с правилом Лоренца навстречу полю возбуждения. Это значит, что пластинка будет выталкиваться из поля. А.с. 434 703: Способ ориентации немагнитных токопроводящих ассиметричных деталей в переменном магнитном поле, образованном в межполюсномпространстве электромагнита, отличающийся тем, что с целью уменьшения затрачиваемой мощности и повышения надежности ориентации, деталь в зону ориентации подают смещенной относительно плоскости симметрии магнитного поля так, что в одном из положений электродинамические силы, действующие на деталь уравновешиваются, а в других - неравновесие этих сил усугубляется. Колеблющаяся между полюсами электромагнита тяжелая металлическая пластинка "увязает", если включить постоянный ток, питающий электромагнит, и останавливается. Вся ее энергия превращается в тепло выделяемое токоми Фуко. В неподвижной пластине токи, разумеется, отсутствуют. Тормоз, основной на этом эффекте не имеет трения покоя. А.с. 497 069: Способ торможения проката на холодильниках сортовых прокатных станков, отличающийся тем, что с целью увеличения производительности холодильников торможение проката поисходит бегущим полем, создаваемым электромагнитами, встроенными в приемный желоб холодильника. 6.10.3. Чем лучше проводник пропускает ток, тем ближе по величине к первоначальному встречное магнитное поле. В идеальный проводник (сверхпроводник) электромагнитная волна вобще не проникает, вихревые токи текут в бесконечно малой по величине "кожице" металла. Выталкивание магнитного поля из сверхпроводника называется эффектом Мейснера. Этот эффект используется для создания магнитных экранов, позволяющих получить магнитный вакуум до 10 в минус восьмой степени эрстед. Им обьясняется интересное явление - парение постоянного магнита над чашей из сверхпроводящего материала. 6.10.4. В стационарном электростатическом или магнитном поле подвеска тела не может быть стабильной, если относительная диэлектрическая проницаемость или магнитная проницаемость
тела больше или равна единице. Диэлектрическая проницаемость всех тел больше. Но магниная проницаемость диамагнитных материалов и сверхпроводников меньше единицы. Это дает возможность осуществлять с этими веществами стабильную повеску. Любое перемещение подвешенного тела приводит к появлению вихревых токов, энергии которых достаточно, чтобы удержать подвешенное тело. Триумф индукционных токов - беличья клетка ротора асинхронного двигателя работают индукционные насосы для перекачивания жидких металлов в металлургии и ядерной энергетике. 6.10.5. На величину вихревого тока влияют удельная электрическая проводимость и магнитная проницаемость материала, толщина образца и частота тока. При прохождении по проводнику тока высокой частоты наблюдается поверхностный эффект (скин-эффект) - ток идет только по поверхностному слою проводника. При частоте 10 в седьмой степени Гц для хорошего неферромагнитного проводника толщина слоя приблизительно 0,01 см. На этом основан метод поверхностной закалки. А.с. 281 997: Способ испарения материалов в вакууме путем высокочастотного нагрева, отличающийся тем, что с целью осуществления процесса из кольцевого источника, испарению подвергают материал в форме диска при частоте магнитного поля, обеспечивающей появление скин-эффекта на его боковой поверхности. Существование скин-эффекта означает, что электромагнитная волна, попадающая на поверхность проводника (металла, электролита или плазмы) быстро затухает в глубине проводника, проникая лишь на глубину скин-слоя. А.с. 451 888: Способ очистки трубопроводов преимущественно от отложений гидратов путем их нагрева, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности нагрев осуществляется сверхвысокочастотными электромагнитными волнами, которые направляют в трубопровод. 6.11. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ВОЛНЫ. 6.11.1. Электрический заряд движущийся в пустоте равномерно относительно инерционной системы отсчета, не излучает. Иная картина возникает в том случае, когда заряд под действием внешних сил движется с ускорением. Поле обладающее энергией, а значит массой или инертностью, образно говоря, отрывается от заряда и излучается в пространстве со скоростью света. Излучение происходит до тех пор, пока на заряд действует сила, сообщающая ему ускорение. А.с. 511 484: Способ охлаждения рабочего тела путем расширения до получения двухфазного потока с отдачей внешней работы, отличающийся тем, что с целью повышения экономичности рабочее тело перед расширением ионизируют, например, в поле коронного разряда в отдачу внешней работы осуществляют путем торможения заряженных частиц в электрическом поле. 6.11.2. Эффект Вавилова-Черенкова. Если заряженная частица являющаяся источником электрического поля, движется в среде со скоростью, большей, чем скорость света в этой среде, то частица будет опрежать собственное электрическое поле. Такое опережение вызывает появление напрвленного электромагнитного излучения, причем излучение будет распространяться лишь в определнном телесном угле, определенном скоростью частиц и показателем преломления среды. Чем больше плотность среды, тем более низкая энергия (скорость) заряженых частиц требуется для генерации излучения. Техника обнаружения этого свечения разработана до предела аппаратура позволяет обнаруживать отдельные частицы (поштучный счет с помощью счетчиков Черенкова). Кроме этого Черенковские счетчики используются для быстрого счета и непосредственного определения скорости заряженных частиц, селекции скоростей и направления частиц, определения заряда и т.п. На использовании эффекта Вавилова-Черенкова возможно создание милиметровых и более коротких радиоволн; черенковское излучение позволяет создать стандартный источник света, необходимый при биологических и астрономических исследованиях.
А.с. 182 249: Устройство для измерения эффективной массы частиц, рападающихся на гаммакванты и электроны, отличающееся тем, что сцелью увеличения точности измерения и ускорения набора эксперементальных данных, оно содержит двухканальную систему совместно работающих искровых камер и черенковских спектромеров полного поглощения, установленных так, что в направлении вылета каждой из двух частиц распада, стоит блок из искровых камер и черенковского гамма-спектрометра, а оси блоков расположены симметрично относительно направления первичной частицы и составляют собой угол равный минимальному углу двухчастичного распада. А.с. 431 887: Способ исследования прожигаемости гематоофтальмического барьера путем введения в кровяное русло вещества, содержащего радиоактивный изотоп и одновременно регистрации интенсивности бетаизлучений над поверхностью роговицы глаза, отличающийся тем, что с целью повышения точности исследования дополнительно регистрируют изменения интенсивности черенковского излучения. 6.11.3. Другой пример - так называемое бетатронное (или синхронное)излучение. В этих приборах заряженные частицы движутся по круговым орбитам. При энергиях порядка десятков Мэв электроны излучают видимый свет, при еще больших энергиях рентгеновский луч. Наиболее важным для приложения является излучение заряда, совершающего гармоническое движение. На этом эффекте основана работа всевозможных излучателей и антенн. Л И Т Е Р А Т У Р А Г.Е.Зильберман. Электричество и магнетизм.М."Наука" 1970. К 6.1. А.с. 410 316; пат. США 3556998,3562757. К 6.2. А.с. 240 505 К 6.4. А.с. 498 770 К 6.4. Физический энцеклопедический словарь, т.5 стр.449. К 6.5. Таблицы физических величин.М.,"Атомиздат",1976, стр.304-308. К 6.7. А.с. 490 661,490 662,492 155 К 6.8. А.с. 491 174,515 684,514 632,465 345 К 6.10 А.Л.Дорофеев, Визревые токи,М."Энергия",1977 А.с. 422 982 К 6.11.2. Дж.Делли. Черенковское излучение и его применение; М.,"ИЛ".1960. Б.М.Болотовский, Свечение Вавилова-Черенкова. М."Наука" 1964. 7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЕЩЕСТВА. ДИЭЛЕКТРИКИ. 7.1.1. Диэлектриками являются неионизованные газы, а также жидкости и твердые тела, характеризующиеся полностью заполненной электронами валентной зоной и полностью электронной на уровне зоны проводимости не происходит , то такие вещества ведут себя как изоляторы. При наличии такого возбуждения (в случае малой энергетичесой щели между зонами) вещества являются полупроводниками. Диэлектрики и полупровдники экспоненциально уменьшают его по свое обьемное сопротивление при повышении температуры. А.с. 515 075: Способ определения обрыва жилы кабеля с изоляцией, сопротивление которой зависит от температуры зависит от температуры, например, жаростойкого кабеля с магнезиальной изоляцией, при котором воздействуют сигналом, выявляющим повреждения, на последовательные участки кабеля а о месте повреждения кабеля в момент подачи сигнала на дефектное место, отличающее тем что, с целью упрощения отыскания места об, на кабель воздействуют тепловым сигналом, например теплом от газо -воздушной горелки , а о месте повреждения судят по изменению сопротивления изоляции кабеля. 7.1.2.Если материал претерпевает те или иные певращения, его с о п р о т и в л е н и е э л е к т р и ч е ск о м у т о к у меняется. А.с. N 414528: Способ определения относительной связанной поверхности волокон в листе бумаги путем измерения электросопротивления,отличающийся тем,что,с целью повышения точности и упрощения методики измерений, образец бумаги подвергают линейному деформированию в продольном направлении расположения волокон с одновременной регистрацией
электросопротивления, после чего определяют отношение разности измерения электросопротивлений после и до деформирования образца бумаги. Расплавы некоторых диэлектриков - поводники, в частности, хорошо пропускает ток расплавленное стекло. 7.1.3. В диэлектрике, помещенном в переменное электромагнитное поле , часть энергии поля переходит в тепловую. Эта доля пропорциональна т а н г е н с у у г л а д и э л е к т ри ч е с к и х п о т е р ь ( ). Патент Австралии N 420764: Способ термического сращивания материалов. Предлагается усовершенствованный метод сращивания псредством диэлектрического нагрева термопластичных материалов, имеющих малые коэффициенты диэлектрических потерь (пропилен,полиплен и др.).При этом между наложенными друг на друга краями соединяемых внахлестку листов материала закладывается вставка, эффективно выделяющая тепло при воздействии электрического поля ВЧ, которое создается между электродами прижимающими сращиваемый участок.Тепловыделяющие вставки,имеющие форму прутка или квадратных пластинок, изготовляются из газоренированных полимеров (например полимеры и сополимеры хлористого винила)и располагается вдоль соединяемых краев листов.Тепло, выделяемое вставками под действием электрического поля ВЧ, нагревает и размегчает материал в зоне соединения, благодаря чему он при нажатии электродов обжимается вокруг вставки и сращивается в сплошную массу. Все виды нагрева диэлектриков в электрических полях основаны именно на этом эффекте. А.N 527407. Способ изготовления бетонополимерных изделий заключающийся в сушке бетонных элементов с вакуумированием, пропитke под давлением и последующей термокаталитеческой полимеризации,о т л и ч а ю щ и й тем , что, с целью равномерного прогрева изделия и сохранения продолжительности процесса термокаталитиую полимеризацию осуществляют или дополнительном воздействии электрического поля ВЧ в диапазоне 1-150 мгц 7.2. Д и э л е к т р и ч е с к а я п р о н и ц а е м о с т ь диэлектриков зависит от многих факторов . По ее изменению можно контролировать ход различных процессов в диэлектриках. А.С N Способ контроля глубины полимеризации синтетических каучуков в процессе их растворной полимеризации,о т л и ч а ю щ е й с я тем, что, с целью обеспечения непрерывности контроля и упрощения методики анализа, измеряют диэлектрическую проникаемость раствора полимера и со степени изменения диэлектрической проницаемости о глубине полимеризаций продукта А.С.N 497520: Способ определения времени пропитки пористых материалов, заключающийся в погружении контролируемого образца торцом в контрольную жидкость и отсчета времени пропитки о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью повышения точности, образец материала помещают в датчик измерительной аппаратуры, например между обкладками конденсаторов, а время пропитки отсчитывают от момента начала до момента прекращения изменения электрических свойств образца. 7.2.1. Диэлектрические свойства вещества зависят от частоты. Один и тот же материал при воздействии на него поля низкой частоты -диэлектрик,поля высокой частоты - проводник. При I мы имеем дело с диэлектриком, а при I - с проводником.( - удельная электрическая проницаемость - круговая частота. 7.3. П р о б о й д и э л е к т р и к о в. носит лбо тепловой, либо электрический - лавинный характер.Механизм теплового пробоя - постепенный разогрев участка диэлектрика,падение его сопротивления и термическое разрушение материала. А.С.N 218805: Способ электрораскроя материала,например,ткани, с помощью электрода,выполненого по форме выкройки отличающийся тем,что, с целью ускорения технологического процесса раскроя повышения точности раскроя и сокращения отходов
материала,раскрой поизводят расщиплением материала на ионы током высокого напряжения например 10 кв, проходящим через раскраиваемый материал между неподвижным электродом и другим электродом по линии электроповодной схемы,перемещаемым по другую сторону раскраеваемого материала. 7.4.Электромеханические эффекты в диэлектриках. 7.4.1.Общим электромеханическим эффектом для всех диэлектриков является э л е к т р о с т р и к ц и я . Она появляется в упругом (обратимом) превращении энергии тела в электрическое поле и для свободного тела сопровождается увеличением его размеров. 7.4.2. П ь е з о э л е к т р и ч е с к и й э ф ф е к т. (пьезоэффект) - это также электромеханический эффект, однако он наблюдается не во всех диэлектриках, а только в нецентросимметричных кристаллах. Причем, в отличии от электрострикции, пьезоэффект обратим Он может быть прямым и обратным. Прямой пьезоэффект проявляется в образовании зарядов на поверхности твердого тела под воздействием механических напряжений. Лампу-вспышку зажигает удар. Польский изобретатель Тадеуш Косецкий предложил использовать пьезокристалл в качестве источника энергии для лампы-вспышки. Под действием быстрого сильного удара по кристаллу на нем возникает электрическое напряжение. По расчетам изобретателя, его вполне должно хватить для зажигания лампы. Никаких батарей для такого "блица" вообще не понадобится: всю необходимую для лампы энергию даст механический удар по кристаллу. Патент ФРГN.1218216: Пьезоэлектрическое устройство для зажигания с кулачковым приводом, предназначенное для двигателей внутреннего сгорания, отличающееся тем,что кулачковый привод постоянно имеет кинетическое соединение, и периодически-динамическое соединение с известным пружинным аккумулятором и взаимодействует с ним. Пружинный аккумулятор соединен с подвижным концом пьезоэлектрического элемента. 7.4.3. Обратный пьезоэффект анологичен эффекту электрострикции однако, если при электрострикции деформации тела не зависит от знака электрического поля, для пьезоэффекта такая зависимость имеет место. Практически можно считать, что пьезоэффект отличен, а электрострикция является квадратичным эффектом. Патент США N 3239283. Предлагается кострукция подшипника в котором трение уничтожается вибрацией.Втулки подшипника выполняются из пьезоэлектрического материала и с обеих сторон покрываются тонкой электропроводной фольгой. К фольге припаиваются тонкие электроды, по которым проводится переменный ток. А ток заставляет пьезоэлектрик сжиматься и раздаваться, создавая вибрацию, уничтожающую трение. В некоторых случаях используются одновременно и пямой и обратный пьезоэффект, например, в пьезоэлектрических трансформаторах. 7.5. В некоторых кристаллах суммарный дипольный момент отличен от нуля даже в отсутсвие внешнего электрического поля. Такого рода кристаллы называют самопроизвольно или спонтанно поляризованными кристаллами. Другое название этих кристаллов п и р о э л е к т р и к и. Это название появилось потому, что пироэлектрики обнаруживают по возникновению заряда на их поверхности при нагревании или охлаждении. С помощью пироэлектриков можно измерять изменение температуры на 10 в минус 6-ой градуса. АN.288356: Устройство для определения тепловых потоков содержащее термоэлементы, расположенные на гранях дополнительной стенки, перпендикулярных направлению потока иизмерительную схему,отличающуюся тем,что,с целью повышения точности и быстродействия, в нем термоэлементы выполнены в виде пироэлектрических датчиков температуры и включены в частотнозависимую цепь обратной связи измерительной схемы.
Пироэлектрический эффект обычно усложняется тем,что каждый пироэлектрический кристалл является одновременно и пьезоэлектриком. Поэтому неоднократное изменение температуры кристалла вызывает деформацию, а последняя породит "вторичную" поляризацию пьезоэлектрического происхождения, налагающуюся на "первичную" пироэлектрическую поляризацию. 7.5.1. В пироэлектрических кристаллах может наблюдаться э л е к т р о к а л о р и ч е с к и й э ф ф е к т - изменение температуры пироэлектрика, вызванное изменением величины электрического поля (например,при внесении пироэлектрика в электрическое поле). 7.5.2. С е г н е т о э л е к т р и к и - частный случай пироэлектриков. А.С.N 276449: sпособ детектирования в газовой хроматографии путем каталитического сжигания компонентов анализируемой смеси , отличающийся тем,что с целью увеличения чувствительности и непосредственного измерения производной концентрации анализируемого веществаво времени, сжигание производят на поверхности сегнетоэлектрика и измеряют возникающие при этом электрические заряды. 7.5.3. В сегнетоэлектриках также самопоизвольно возникает поляризация , но только в некотором интервале температур. Температура, при которой происходит исчезновение спонтанной поляризации, называется сегнетоэлектрической температурой Кюри. При температуре Кюри в сегнетоэлектриках наблюдается максимум диэлектрической проницаемости,а ее изменение вблизи этой температуры происходит скачками (сравнение с эффектами Гопкинса и Бархгаузена). Выше температуры Кюри сегнетоэлектрик переходит в п а р о э л е к т р и ч е с к о е с о с т о я н и е. А.С.N 238185: Устройство для измерения расхода,скорости потока жидкости или газа , содержащее термочуствительный датчик с нагревательным элементом и схему измерения темперетуры, отличающуюся тем,что, с целью обеспечения работы в агресивных средах,повышения быстродействия и точности измерения,термочувствительный элемент датчика выполнен в виде термоконденсатора из сегнетоэлектрика,точка Кюри которого ниже рабочей температуры. С е г н е т о э л е к т р и к и - это электрические аналоги форромагнетиков,которые ,как известно, самопроизвольно намагничиваются и имеют точку Кюри. Поэтому сегнетоэлектрики иногда называют ф е р р о э л е к т р и к а м и. Они отличаются большой диэлектрической проницаемостью, высоким пьезоэффектом наличием петли диэлектрического гисерезиса, интересными электрооптическими свойствами. А.С.N 262405: sканирующее устройство оптического диапазона,содержащее зонную пьезоэлектрическую пластину, с системой электродов,на которую подано отклоняющее напряжение ,и коллимирующее устройство отличающееся тем,что, с целью уменьшения необходимого отклоняющего напряжения и оптических потерь, зонная пластина изготовлена из сегнето-электриков моноклинной системы, у которых пьезоэффекты по взаимно перпендикулярным направлениям различны а зоны френеля нанесены на поверхность пластины в виде чередующихся отражающих и неотражающихся покрытий в форме элипсов, главные оси которых ориентированы вдоль направления пьезоэффектов пластины. 7.5.4. Кроме сегнетоэлектриков, которые можно расматривать как совокупность паралельно ориентированных диполей,есть вещества с антипаралельным расположением диполей. Их называют а н т и с е г н е т о э л е к т р и к а м и . При наложении достаточно сильного электрического поля антисегнетоэлектрики могут перейти в сегнетоэлектрическое состояние При таком "вынужденом" фазовом переходе в сильном переменном поле наблюдаются двойные петли гистерезиса. Kритическое поле, при котором в антисегнетоэлектриках возникает сегнетоэлектрическая фаза,уменьшается при увеличении температуры. В некоторых случаях с ростом температуры наблюдаются переходы из
сегнетоэлектрического состояния в антисегнетоэлектрическое, а затем в пароэлектрическое. 7.5.5. С е г н е т о ф е р р о м а г н е т и к и - это сегнетоэлектрики, в которых наблюдается упорядочение магнитных моментов. В них могут существовать различные виды электрического и магнитного упорядочения: сегнетоэлектричество или антисегнетоэлектричество с ферромагнитизмом , антиферромагнетизмом или ферромагнетизмом. 7.5.6. Сегнетоэлектрические и ферромагнитные точки Кюри у таких веществ не совпадают. Но в сегнетоэлектрической точке Кюри наблюдается аномалия магнитных свойств, а в магнитной аномалия диэлектрических.Кроме того, при наложении магнитного (электрического) поля наблюдается изменение электрической (магнитной)проницаемости- магнито э л е к т р и ч е с к и й эффект. 7.6. Влияние электрического поля и механических напряжений на сегнетоэлектрический эффект 7.6.1.Наложение электрического поля вдоль полярной оси увеличивает устойчивость сегнетоэлектрического состояния, расширяет область температур,в которой существует спонтанная поляризация. В антисенгетоэлектриках в сильных электрических полях температура Кюри понижается. Некоторые сигнетоэлектрики выше точки Кюри обладают пьезоэффектом.Приложение к таким веществам в параэлектрической фазе механического напряжения по эффекту эквивалентно приложого напряжения. А.N 415617: 1 Способ измерения напряженности электрического поля путем изменения диэлектрической проницаемости сегнетоконденсатора,помещенное в иследуемое поле,отличающееся тем,что с целью повышения доводят до точки Кюри,стабилизируют ее вблизи этой точки, периодически деформируя тело сегнетоконденсатора, перемещают точку Кюри и выделяют электрический сигнал, имеющий частоту механических деформаций, по которому судят о напряженности измеряемого электрического поля. 2 Способ по п.1, отличающийся тем, что, периодическую деформацию тела сегнетоконденсатора производят при помощи ультразвукового аккустического поля. 3 Способ по п.1 отличающийся тем,ч деформацию тела сегнетоконденсатора производят при помощи знакопеременного электрического поля. - В водородосодержащих сегнетоэлектриках наложение гидростатического давления повышает температуру Кюри. 7.6.2. eсли в сегнетоэлектрике наблюдаются низкотемпературные переходы, на кривых температурных зависимостей диэлектрических свойств обычно наблюдаются а н о м а л и и , соответствующие этим переходам. Антисегнетоэлектрический фазовый переход сопровождается аномалией теплоемкости ирконата свинца -400 ккал/моль); может наблюдаться аномальное изменение объема и коэффициента теплового расширения. 7.6.3. pри нагреве сегнетоэлектрического кристалла происходит уменьшение спонтанной поляризации,что эквивалентно появлению пироэлектрического заряда на поверхности кристалла. Патент Великобритании N 1335955: Электрическое измерение давления Датчик давления состоит из тела,выполненого из пироэлектрического вещества ,диэлектрическая постоянная которого зависит приложенного давления,при этом температура измерительного тела стабилизируется подачей переменного напряжения на пироэлектрический элемент, имеющий тепловую связь с измерительным телом. Новый тип сегнетоэлектрического полинейного элемента тактандел-температурно автостабилизированный диэлектрический нелинейный элемент сам стабилизирует свою температуру вблизи точки Кюри. На возрастание электросопротивления в области температуры Кюри основаны сегнетоэлектрические термосопротивления с продолжительным температурным коэффициентом
(ТКС- +60%/градус) -позисторы. 7.7. Э л е к т р е т ы - электрические аналоги поэтапных магнитов Они длительно сохраняют наэлектризованное состояние и создают вокруг себя электрическое поле. Электреты получаются либо охлажденио нагретого диэлектрика (воска,церезина,нейлона ит.д.) в сильном электрическом поле , либо освещением (или радиоактивным облучением) фотопроводящих диэлектриков, также в сильном поле. Применение электретов связано в основном с наличием у них постоянного электрического поля. А.С.N 115132 Индивидуальный дозиметр радиоактивного излучения и другого проникающего излучения, состоящий из приемника излучения и измерительного пибора, отличающийся тем ,что с целью возможности определения суммарной дозы излучения за требуемый помежуток времени, его приемник выполнен в виде электрета,заключенного в герметический корпус, содержащий газ,например ,воздух. Здесь излучение ионизирует газ, ионы которого разряжают электрет. Л И Т Е Р А Т У Р А. Е.С. Кухаркин. Основы инженерной электрофизики, т1,2.м.,Высшая школа 1989г. Е.Е. Зибельрман. Электричество и магнетизм. М.,"Наука", 1970г. К 7.1. Таблицы физических величин.М., "Атомиздат",1976, стр.320 Патент Франции 2005067 К 7.2 Патент США 3586971. К 7.4. В.В.Лаврженко. Пьезоэлектрические трансформаторы. М., Энергия.,1975, А.С.517790, 504940; Патент США 3557616, 3558795 К 7.5. Г.А.Смоленский, Н.Н. Крайник. Сегнетоэлектрики и антисегнетоэлектрики М.,"Наука",1968. Физический энциклопедический словарь т4,стр.11-12. 8. МАГНИТНЫЕ СВОЙСТВА ВЕЩЕСТВА. 8.1. Всякое вещество является магнетиком, т.е. способно под действием магнитного поля приобретать магнитный момент (намагничиваться). По величине и направлению этого момента, а также по причинам, его породившим, все вещества делятся на группы. Основные из них - диа и парамагнетики. 8.1.1. Молекулы д и а м а г н е т и к а собственного магнитного момента не имеют. Он возникает у них только под действием внешнего магнитного поля и направлен против него. Таким образом результирующее магнитное поле в диамагнетике меньше, чем внешнее поле, правда, на очень малую величину. Это приводит к тому, что при перемещении диамагнетика в неоднороное магнитное поле он стремится сместиться в ту область, где напряжение магнитного поля меньше. Патент США 3 611 815: Гироскопическая система, практически свободная от трения, содержит цилиндрический ротор, концы которого окружены парой кольцевых постоянных магнитов. На каждом конце ротора установлена вставка из диамагнитного материала, взаимодействующая с соответствующим постоянным магнитом так, что создаются отталкивающие магнитные силы, которые удерживают ротор в состоянии, характеризующимся отсутствием физического контакта ротора с магнитом: ротор "всплывает" в магнитном поле практически без трения. 8.1.2. Молекулы (или атомы) парамагнетика имеют собственные магнитные моменты, которые под действием внешних полей ориентируются по полю и тем самым создают результирующее поле, превышающе внешнее. Парамагнетики втягиваются в магнитное поле. Так, например, жидкий кислород - парамагнетик, он притягивается к магниту. Магнитная проницаемость конкретного вещества зависит от многих факторов: напряженности магнитного поля, формы рассматриваемого поля (так как конечные размеры любого магнетика приводят к появлению встречного поля, уменьшающего первоначальное), температуры, частоты изменения магнитного поля, наличия дефектов структуры и т.д. Патент Великобритании 1 343 270: Способ измерения температуры, например, стальных пластин, окрашенных виниловыми красителями. Температура пластин определяется по изменениям их магнитной проницаемости и проводимости, которые воспринимаются индуктивным зондам,
подключенным к генератору. А.с. 550 572: Способ структуроскопии ферромагнитных изделий, заключающийся в том, что контролируемое изделие подвергают взаимодействию с электроиндуктивным преобразователем магнитной проницаемости в электрические сигналы, по которым судят о результатах контроля, отличающийся тем, что с целью повышения достоверности определения усталостных изменений в структуре материала изделия, поверхность последнего сканируют преобразователем по заданной функции относительно места концентрации механических напряжений, регистрируют экстремумы относительного значения магнитной проницаемости и по их распределению судят об усталостных изменениях в структуре материала. А.с. 438 922: Способ неразрушающего контроля физико-химических процессов в структурированных упруго-вязкопластичных системах, основанный на изменении магнитной воспримчивости, отличающийся тем, что с целью повышения точности определения нормальной густоты водных растворов вяжущих веществ, изменяют во времени изменения удельной магнитной воспримчивости и по максимальному значению ее судят о готовности продукта. Существует ряд веществ, в которых квантовые эффекты межатомных взаимодействий приводят к появлению специфических магнитных свойств. 8.1.3. Наиболее интересное свойство - ферромагнетизм. Оно характерно для группы веществ в твердом кристаллическом состоянии (ферромагнетиков), характеризующихся параллельной ориентацией магнитных моментов атомных носителей магнетизма. Параллельная ориентация магнитных моментов существует в довольно больших участках вещества - доменах. Суммарные магнитные моменты отдельных доменов имеют очень большую величину, однако сами доменты обычно ориентированы в веществе хаотично. При наложении магнитного поля происходит ориентация доменов, что приводит к возникновению суммарного магнитного момента у всего обьема ферромагнетика, и, как следствие, к его наманичиванию. А.с. 540 299: Постоянный магнит, содержащий одноименные частицы, отличающийся тем, что с целью повышения коэрицитивной силы, в качестве доменов использованы отрезки литого микропровода в стеклянной изоляции, каждый из которых содержит один микрокристал. Естественно, что ферромагнетики, как и парамагнетики, перемещаются в ту точку поля, где напряженность максимальная (втягиваются в магнитное поле). Из-за большой величины магнитной проницаемости сила, действующая на них, гораздо больше. А.с. 512 224: 1- Способ склеивания ферромагнитных материалов, включающий операцию нанесения клея на склеиваемые поверхности, соединение поверхностей, полного отвердения клея, отличающийся тем, что с целью уничтожения прочности склеивания, в период открытой выдержки раздельно проводят обработку каждой из двух склеиваемых поверхностей с нанесенным на них слоя клея постоянными магнитными полями противоположной полярности с напряженностью от 500 до 700 эротед. 2- Способ по п.1, отличающийся тем, что в период отверждения на клеевой шов воздействуют магнитным полем, совпадающим по направлению с полем остаточного магнетизма. А.с. 185 003: Способ обработки внутренних поверхностей труб, включающий операции по введению внутрь трубы абразива ввиде мелкозернистого или порошкобразного вещества высокой твердости, перемещения этого абразива относительно внутренней поверхности трубы при их взаимном контакте и последующего извлечения из трубы полученного порошкообразного продукта, отличающийся тем, что с целью улучшения качества обработки трубы и для ее нагрева, феромагнитный абразив после его введения внутрь трубы подвергается воздействию вращающегося электромагнитного поля, созданного вокруг трубы. Здесь используется эффект втягивания ферромагнетика в то место поля, где магнитные силовые линии "гуще"; так как поле вращается, то вращаются и частицы.
8.1.3.1. Существование доменов в ферромагнетиках возможны только ниже определенной температуры (ТОЧКА КЮРИ). Выше точки Кюри тепловое движение нарушает упорядоченную структуру доменов и ферромагнетик становится обычным парамагнетиком. Патент ФРГ 1 243 791: Термолюминисцентный дозиметр, содержащий дозиметрический элемент, заключенный в герметизированную прозрачную камеру и снабженный носителем люминисцентного материала, нагреваемый индукционным путем, отличающийся тем, что носитель содержит ферромагнитный материал, точка Кюри которого, характеризующие фазовый переход второго рода, соответствуют определенной максимальной температуре. Диапазон температур Кюри для ферромагнетиков очень широк: у радолиния температура Кюри 20 C, для читого железа - 1043 К. Практически всегда можно подобрать вещество с нужной температурой Кюри. А.с. 266 029: Магнитная муфта скольжения, содержащая корпус и многополюсный ротор с постоянными магнитами, отличающаяся тем, что с целью автоматического включения муфты при заданной температуре, она снабжена шунтами, установленными между полюсами ротора и выполненного из термореактивного материала, имеющего характеристику магнитной проницаемости с точкой Кюри, соответствующей заданной температуре, а корпус и ротор изготовлены из материала сточкой Кюри, соответствующей температуре выше заданной. При понижении температуры все парамагнетики, кроме тех у которых парамагнетизм обусловлен электронами проводимости, переходят либо в ферромагнитное, либо в антиферромагнитное состояние. 8.1.4. У некоторых веществ (хром, марганец) собственные магнитные моменты электронов ориентированы антипараллельно (навстречу) друг другу. Такая ориентация охватывает соседние атомы и их магнитные моменты компенсируют друг друга. В результате антиферромагнетики обладают крайне малой магнитной воспримчивостью и ведут себя как очень слабые парамагнетики. 8.1.4.1. Для антиферромагнетиков также существует температура, при которой антипараллельная ориентация спинов исчезает. Эта температура называется антиферромагнитной точкой Кюри или точкой Нееля. У некоторых ферромагнетиков (эрбин, диоброзин, сплавов марганца и меди) таких температур две (верхняя и нижняя точка Нееля), причем антиферромагнитные свойства наблюдаются только при промежуточных температурах. Выше верхней точки вещество ведет себя как парамагнетик, а при температурах меньших нижней точки Нееля, становится ферромагнетиком. 8.1.5. Необратимое изменение намагниченности ферромагнитного образца, находящегося в слабом постоянном магнитном поле, при циклическом изменении температуры называется температурным магнитным гистерезисом. Наблюдается два вида гистерезиса, вызванных изменением доменой и кристаллической структуры. Во втором случае точка Кюри при нагреве лежит выше, чем при охлаждении. А.с. 467 314: Способ записи оптических изображений на ферромагнитную пленку, заключающийся в ее экспонировании, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса записи путем исключения операции по намагничиванию пленки, экспонирование пленки осуществляют в интервале от температуры Кюри при нагреве до температуры Кюри при охлаждении. А.с. 515 169: Способ сборки ферритовых постоянных магнитов в систему с предварительным намагничиванием каждого магнита, отличающийся тем, что с целью исключения потери намагниченности при сборке, перед операцией намагничивания каждый постоянный магнит нагревают до температуры, при которой кривые возврата совпадают с кривой размагничивания. 8.1.6. Ферримагнетизм - (или антиферромагнетизм нескомпенсированный) совокупность магнитных свойств веществ (ферромагнетиков) в твердом состоянии, обусловленных наличием
внутри тела межэлектронного обменного взаимодействия, стремящегося создать антипараллельную ориентацию соседних атомных магнитных моментов. В отличии от антиферромагнетиков, соседние противоположно направленные магнитные моменты в силу каких-либо причин не полностью компенсируют друг друга. Поведение ферромагнетика во внешнем поле во многом аналогично ферромагнетику, но температурная зависимость свойств имеет иной вид: иногда существует точка компенсации суммарного магнитного момента при температуре ниже точки Нееля. По электрическим свойствам ферромагнетикид и э ле к т р и к и или полупроводники. 8.1.7. Суперпарамагнетизм - квазипарамагнитное поведение систем состоящих совокупности экстремально малых ферро или феримагнитных частиц. Частицы этих веществ при определенно малых размерах переходят в однодоменное состояние с однородной самопроизвольной намагниченностью по всему обьему частицы. Совокупность таких веществ ведет себя по отношению к воздействию внешнего магнитного поля и температуры подобно парамагнитному газу (сплавы меди с кобальтом, тонкие порошки никеля и т.д.) Очень малые частицы антиферрмагнетиков также обладают особыми свойствами, похожими на суперпарамагнетизм, посколько в них происходит нарушение полной компенсации магнитных моментов. Аналогичными свойствами обладают и тонкие ферромагнитные пленки. Супермагнетизм применяется в тонких структурных исследованиях, в методах неразрушающего определения размеров, форм, количества и состава магнитной фазы и т.п. 8.1.8. Пьезомагнетики - вещества, у которых при наложении упругих напряжений возникает спонтанный магнитный эффект, пропорциональный первой степени величины напряжений. Этот эффект весьма мал и легче всего его обнаружить в антиферромагнетиках. 8.1.9. Магнитоэлектрики - вещества, у которых при помещении их в электрическое поле возникает магнитный момент, пропорциональный значению поля. 8.2. Магнитокалорический эффект - изменение температуры магнетика при его намагничивании. Для парамагнетика увеличение поля приводит к увеличению температуры. что используется для получения сверхнизких температур методом адиабатического размагничивания парамагнитных солей. 8.3. Изменение размеров тела, вызванное изменениями его намагниченности, называют магнитострикцией (обьемной или линейной).Величина эффекта для обьемной магнитострикции 3.10 в минус пятой степени, а для линейной - 10 в минус четвертой степени. А.с. 517 927: Устройство для юстировки блока магнитных головок, содержащее рычаг с закрепленными на его конце указанными блоками и источник напряжения, под воздействием потенциалов которого осуществляется перемещение рычага, отличающееся тем, что с целью повышения точности юстировки в направлении, перпендикулярном поверхности рабочего слоя магнитного носителя, оно снабжено пружиной, скрепленной с другим концом рычага, фиксирующем его положение зажимом, и соленоидом, при этом рычаг выполнен в виде магнитострикционного стержня и помещен своей средней частью в полости соленоида. Этот эффект сильно зависит от соотношения в сплаве и от температуры. Необычное применение эффекта для нагрева: А.с. 550 771: Установка для индукционного нагрева текучих сред содержащая массивный сердечник с продольными каналами для прохождения среды и обхватывающее его коаксиально установленныеизоляционную трубку и индуктор, подключенный к источнику переменного тока, отличающаяся тем, что с целью интенсификации нагрева путем информации кристаллической решетки материала сердечника,а индуктор дополнительно подключен к источнику постоянного тока. 8.3.1. Т е р м о с т р и к ц и я - магнитострикционная деформация ферро и антиферромагнитных тел
при нагревании их в отсутствии магнитного тела. Эта деформация сопутствует изменению самопроизвольнойнамагниченности с нагревом. Она особенно велика в близи точек Кюри и Нееля, т.к. здесь особенно сильно изменяется намагниченность. Наложение термострикции на обычное тепловое расширение приводит к аномалии в ходе теплового расширения. В некоторых феромагнитах и антиферромагнитах эти аномалии очень велики. 8.4. Магнитоэлектрический эффект - явление намагничивания ряда веществ в антиферромагнитном состоянии электрическим полем и их электрически поляризация магнитным полем. (Открытие N'123). Этот эффект обусловлен специфическойсимметрией расположения магнитных моментов в кристаллической решетке вещества. Этот эффект позволяет получать сведения о магнитной структуре веществ без сложных нейтронографических последствий и применяется в волноводных устройствах СВЧ. 8.5. В основе гиромагнитных или магнитомеханических явлений лежит вращение электрона вокруг ядра. Суть этих явлений заключается в том, что намагничение магнетика приводят к его вращению (Эффект Энштейна и де Хаасе), и наоборот вращение магнетика вызывает его намагничивание. Патент США 3 322 364: Способ компенсации влияния гиромагнитного эффекта при угловом перемещении магнитометров результирующего поля, находящегося на самолете, и прибор для его осуществления обеспечивает компенсацию влияния гиромагнитного эффекта на магнитометр результирующего поля который имеет отсчитывающую обмотку. Гиромагнитный эффект возникает в результате углового перемещения относительно данного направления, совершаемого самолетом, на котором находится магнитометр. Вырабатывается электрический сигнал, величина котрого пропорциональна угловой скорости самолета относительно данного направления. В отсчеты магнитометра вводится пропорциональная этому сигналу коррекция, которая учитывает также угол между указанным выше направлением силовых линий измеряемого поля. 8.6. Магнитоэустические эфекты - (магнитоупругие взаимодействия) в феритах-гранатах возникают в результате взаимодействия между спинами магнитных ионов и упругими колебаниями решетки, т.е. в результате тех же взаимодействий, что и магнитострикционные эффекты. А.с. 528 497: Волоконный звукопровод, состоящий из волокон звукопроводящего материала, собранных по концам в жгут, отличающийся тем, что с целью увеличения стабильности эксплуатационных характеристик волокна выполнены из ферромагнитного материала и намагничены на требуемом участке звукопровода по всему его сечению в одном направлении. А.с. 482 634: Способ измерения частоты механических колебаний обьекта основанный на совпадении составляющей вибрации с частотой собственных колебаний одного из несколько упругих элементов, жестко связанный с обьектом, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, жесткость упругого элемента изменяют магнитным полем с симметричной магнитодвижущей силой напряженность которого изменяется пилообразным током, и по величине тока в момент резонанса определяют частоту механических колебаний обьекта. 8.7. Ферромагнитный резонанс - электронный магнитный резонанс в ферромагнетиках совокупность явлений, связанных с избирательным поглощением ферромагнитиками энергии электромагнитного поля при частотах совпадающих с собственными частотами процессии магнитных моментов электронной системы во внутреннем эффективном магнитном поле. (Поглощение на несколько порядков больше, чем в ВПР). А.с. 284 161: Способ измерения многновенного значения тока путем сравнивания с постоянным током, отличающийся тем, что с целью увеличения быстродействия и точности измерения, ферритовый элемент выводят из режима ферромагнитного резонанса помещая его в магнитное поле измеряемого постоянным током, возвращают его в режим феррорезонанса, изменяя
постоянный ток, и по величине постоянного тока судят о мгновенном значении измеряемого параметра. 8.8. Вблизи точек Кюри и Нееля у магнетиков наблюдается сильные аномалии в изменении различных свойств при изменении температуры. Для ферромагнитиков это - эффекты Гопкинса (возрастание магнитной восприимчивости вблизи точки Кюри и Баркгаузена) ступенчатый ход кривой намагниченности образца вблизи температуры Кюри при изменении температуры, упругих напряжений или внешнего магнитного поля. А.с. 425 142: Способ измерения максимальной дифференциальной магнитной проницаемости в ферромагнитных материалах, основанный на подсчете числа скачков Баркгаузена на восходящей ветви петли гистеризиса, отличающийся тем, что с целью повышения точности и упрощения процесса измерения, уменьшают напряженность магнитного поля до величины, при которой чило скачков Баркгаузена на нисходящей ветви петли гистеризиса станет равным половине общего числа скачков, при этом значении уменьшают напряженность магнитного поля на заданную величину и измеряют приращение индукции, по величине которой определяют максимальную дифференциальную магнитную проницаемость. Кроме того, вблизи точки Кюри наблюдается ферромагнитная аномалия теплоемкости. Это дает возможность определять температуру Кюри и отсутствии магнитного поля. Близкие эффекты наблюдаются и в антиферомагнитиках. ЛИТЕРАТУРА Г.С.Кринчик, Физика магнитных явлений. М., изд-во МГУ 1976. К 8.1. "Наука и жизнь", N'4 стр.44 Физический энцеклопедический словарь, т.5, стр.83, 305-309. А.с.515021, 239633, 449292, 426183, 504103,466574, Патент США 3797224. К 8.3. А.с.541530, 541561. 9.КОНТАКТНЫЕ,ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ И ЭМИССИОННЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 9.1.При контакте двух разных металлов один из них заряжается положительно, другой отрицательно и между ними возникает разность потенциалов, называемая к о н т а к т н о й. Она не очень мала - от десятых долей вольта до нескольких вольт и зависит только от химического состава и температуры контактирующих тел "(Закон Вольта)" А.С.N 508550: Способ контроля качества спекания агломерационной шихты путем изменения электрических характеристик спекаемого материала,отличающийся тем,что с целью повышения быстродействия непрерывности контроля качества ,исключения влияния влажности исходной шихты, измеряют абсолютное значение электрического напряжения (ЭДС) между корпусом спекаемого агрегата и спеченным материалом и сравнивают эту величину с абсолютной величиной электрического напряжения (ЭДС),полученной при спекании материала с эталонными характеристиками. А.С.N 255620 Способ определения усталостной прочности металла заключающийся в том,что образец из иследуемого металла нагружает его до разрушения и по числу циклов нагружения до разрушения судят об усталостной прочности металла,отличающ с целью определения накопления усталостных повреждений в металле также в процессе его нагружения ;измеряют величину работы выхода электрона с его поверхности например, методом контактной разности потенциалов, по которой судят о накоплении усталостных повреждений в металле. Контактная разность потенциалов возникает не только между двумя металлами, но и между двумя полупроводниками полупроводником и металлом,двумя диэлектриками и т.д., причем соприкасающие тела могут не только твердыми , но и жидкими. 9.1.1 В основе т р и б о э л е к т р и ч е с т в а (электризации тел при трении) также лежат контактные явления.Причем знаки зарядов , возникающих при трении двух тел , определяются их составом,плотностью,диэлектрической проницаемостью,состоянием поверхности и т.д.
Трибоэлектричество возникает при просеивании порошков, разбрызгивании жидкостей,трении газов о поверхности тел и в других подобных случаях. А.С.N 224151 Способ испытания органических жидкостей на электролизацию например нефтепродуктов, путем создания в них трением электростатического потенциала,отличающийся тем,что с целью одновременного определения скорости образования и скорости утечки возникающих зарядов,образование зарядов происходит путем вращения твердого тела,помещенного в иследуемую жидкость. Другой интересный пример - электростатический коатулятор. Он педназначен для очистки воздуха в штреках. Вентилятор гонит по трубе запыленный воздух . Труба разделяется на два рукова один из фторопласта, другой- из оргстекла. Пылинки антрацита трущиеся о стенки , заряжаются поразному: на фторопласте положительно,на оргстекле отрицательно.Потом рукова сходятся в общую камеру,где размноженные частицы антрацита притягива, сливаются и па. 9.1.2. При контакте металла с проводником наблюдается в е н т и л ь н ы й эффект. Контктный слой на границе металла и полупроводника обладает односторонней проводимостью, что используется,например, для выпрямления переменного тока в точечных диодах. При кополу проводников разных типов проводимости образуется р-п п е р е х о д, также обладающий вентильными свойствами. Это явление используется во многих типах полупроводниковых приборов. 9.2. В металлах полупроводниках процессы переноса зарядов (электрический ток) и энергии взаимосвязаны,так как осуществляются посредством перемещения подвижных носителей тока электронов проводимости и дырок. Эта взаимосвязь обуславливает ряд явлений (Зеебека,Пельтье, и Томсона),которые называют т е р м о э л е к т р и ч е с к и м и явлениями. 9.2.1. Эффект Зеебека состоит в том,что в замкнутой электрической цепи из разнородных металлов возникает т е р м о э.д.с. если места контактов поддерживаются при разных температурах. Эта ЭДС зависит только от температуры и от природы материалов, составляющих термоэлемент. Термо э.д.с. для пар металлов может достигать 50 мкВ/градус; в случае полупроводниковых материалов величина термо э д с выше (10 во 2-ой + 10 в 3-ей мкВ/градус). А.С. N 263969: Электротермический способ дефектоскопии заключающийся в том,что контролируемую зону нагревают пропуская через нее в течение определенного времени постоянный по величине электрический ток,измеряютпри помощи термопары-датчика температуры ее нагрева и судят о наличии дефекта по отклонению этой температуры от температуры нагрева бездефектной зоны сварного соединения, отличающийся тем , что с целью контроля зоны сварного соединения двух разных металлов, например, контактных узлов радиодеталей, в качестве термопары-датчика используют термопару, образованную соединенными металлами. Для проверки качества сварного шва снимают распределение термоэлектрического потенциала поперек шва . Пики и впадины на кривых распределения говорят о неоднородности шва, а их величина - о степени неоднородности. Быстро и наглядно. Если в разрыв одной из ветвей термоэлемента включить последовательно любое число проводников любого состава,все спаи (контакты) которых поддерживаются при одной и тойже температуре, то термо э.д.с. в такой системе будет равна термоэдс исходного элемента. А.С. N 531042: Термопара, содержащая защитный чехол,термоэлектроды с электрической изоляцией, рабочие концы которых снабжены снабжены токопроводящей перемычкой ,образующей измерительный спай,отличающийсятем,что с целью увеличения срока службы термопары в условиях повышенной вибрации и больших скоростей нагрева, измерительный спай термопары выполнен в виде слоя порошкообразного металла ,расположенного на дне защитного чехла.
При измерении физического состояния веществ , участвующих в контакте изменяется и величина термо э.д.с. А.С.N 423024:Способ распознавания систем с ограниченной и неограниченной взаимной растворимостью компонентов по температурной зависимости термо э.д.с.,отличающейся тем,что с целью повышения надежности распознавания измеряют термо э.д.с. контакта двух исследуемых образцов Между металлом , сжатым всесторонем давлением, и темже металлом, находящемся при нрмальном давлении тоже возникает термо э.д.с. Например , для железа при температуре 100 градусов С и давлении 12 кбар,термоэдс равна 12,8 мкВ .При насыщении металла или сплава в магнитном поле относитель тогоже вещества без магнитного поля возникает термоэдс порядка 09мкВ/градус 9.2.2 Эффект П е л ь т ь е обратен эффекту Зеебека. При прохожд тока через спай различных металлов кроме джоудева тепла доплнительно выделяется или поглощается, в зависимости от направления тока,некоторое колличество тепловых (спай сурьма-висьмут при 20градусах С -10,7мкал/Кулон).При этом колличество теплоты пропорционально первой степени тока. Патент США N 3757151: Для увеличения отношение сигнал шум ФЭУ предлогается способ охлаждения фотокатодов термоэлектрическими элементами,расположенными внутри вакуумной оболочки ФЭУ. Заявка ФРГ N 1297902: Холодильник устройства для отбора газа, в котором отвод конденсата составляет одно целое с холодильником. На внутренней стороне полого конуса закреплены холодные спаи элементов Пельтье и от него ответвляется трубопровод для отбора измерительнонго газа. Холодильник,отличается тем,что в качестве генератора тока,потребляемыми элементами Пельтье,предусмотрена батарея термоэлементов,горячие спаи которых находятся в канале дымовых газов,а холодные спаи - во внешнем пространстве. 9.2.3. Явлением Томсона называют выделение или поглощение теплоты,избыточнойнад джоулевой,при прохождении тока по неравномерно нагретому однородному проводнику или полупроводнику. 9.3. При контакте тел с вакуумом или газами наблюдается электронная эмиссия - выпускание электронов телами под влиянием внешних воздействий: нагревания (теплоэлектронная эмиссия) потока фотонов (фотоэмиссия),потока электронов (вторичная эмиссия),потока ионов,сильного электрического поля (автоэлектронная или холодная эмиссия),механических или других "портящих структуру" воздействий (акзоэлектронная эмиссия) Во всех видах эмиссий , кроме автоэлектронной, роль внешних воздействий сводится к увеличению энергетии части электронов или отдельных электронов тела до значения,позволяющего им преодолеть потенциальный порог на границе тела с последующим выходом и вакуум или другую среду. А.С.N 226040:Способ контроля глубины нарушенного поверхностного слоя полупроводниковых пластин, отличающихся тем,что с целью обеспечения возможности автоматизации и упрощения поцесса контроля,пластину нагревают до температуры ,соответствующей максимуму э к з о э л е к т р о н н о й э м и с с и , которую контролируют одним из известных способов , а по положению пика эмиссии определяют глубину нарушенного слоя. А.С.N 513460: Э л е к т р о н н а я т у р б и н а, содержащая помещенные в вкуумный баллон катод и анод и размещенный между ними ротор с лопастями, отличающийся тем, что с целью увеличения крутящегося моментана валу турбины ее ротор вполнен ввиде набора соосных цилиндров с лпастями, между цилиндрами роторов установлены неподвижные направляющие лопатки имеют покрытие, обеспечивающее вторичную электронную эмиссию, например,
сурьмяно-цезиевое. 9.3.1. В случае автоэлектронной эмиссии внешнее электрическое поле превращают потенциалный порог на границе тела в барьер конечной ширины и уменьшает его высоту относительно высоты первоначального порога,вследствии чего становиться возможным квантовомеханическое тунелирование электронов сквозь барьер. При этом эмиссия происходит без затраты энергии электрическим полем. А.С. N 488268: Способ измерения обьемной концентрации углеводородов в вакуумных системах путем термического разложения углеводородов на нагретом острийном автокатоде и регистрации времени накопления пиролетического углерода до одной из эталонных концентраций,отличающихся тем,что с целью повышения точности измерения время накопления углерода регистрируют по изменению значения автоэлектронного тока. 9.3.2. Наличие на поверхности металла тонких диэлектрических пленок в сильныь полях не мешает походу электронов через потенциальный барьер.Это явление называется э фф е к т о м М ольтера. А.С. N.119712: Электронно-лучевая запоминающая трубка с экранными сетками, отличающаяся тем,что с целью хранения записи неограничено долгое время одна из экранных сеток,служащая потенциалоносителем, изготовлена из металлов , излучающих вторично-электронную эмиссию,покрытых пленкой диаэлектрика и обладающих эффектом. 9.3.3. Туннелирование электронов по потенциальным барьерам широко используется в специальных полупроводниковых приборах туннельных диодах. На высоту тунельного барьера можно влиять не только электрическим полем, но и другими воздействиями Патент Франции N 2189746: Устройство пзволяющее обнаруживать магнитные домены с внутренним диаметром не более 1 мк, основано на определении изменения уровня Ферми иследуемого электрода по изменению высоты туннельного барьера и по его воздействию на величину сопротивления,туннельного пере. Устройство применимо в магнитных долговременных и оперативных запоминающих устройствах. А.С.N 286274: Устройство для измерения контактного давления ленты на магнитную головку,содержащее упругие элементы и датчики, отличающиеся тем,что с целью осуществления одновременно интегрального и дискретного измерения указанного давления , устройство измерения выполнено в виде полуцилиндра, состоящего из упругих элементов, образующих на корпусе магнитной головки, при этом другой край полуцилиндра выполнен свободным , а под каждой полосой гребенки установлен датчик,например, с туннельным эффектом. Г.Е.Зильберман. Электричество и магнетизм.М.,"НАУКА",1970 К.9.1 "Юный техник",N.3 стр.17,1976, А.С.484896,461343 К 9.2. А.С.464183 патент ФРГ 1295100 К 9.3. Таблица физических величин. М.,"Атомиздат", 1976,стр.444 10. ГАЛЬВАНО И ТЕРМОМАГНИТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ. 10.1. Гальваномагнитные явления - это совокупность явлений, возникающих под действием магнитного поля в проводимых проводимых, по которым протекает электрический ток. При этом: 10.1.1. В направлении перпендикулярном направлениям магнитного поля и направлению тока, возникает электрическое поле (эффект Эолла). Коэффицент Холла может быть положительным и отрицательным и даже менять знак с изменением температуры. Для большинства металлов наблюдается почти полная независимость коэффициента Холла от температуры. Резко аномальным эффектом Холла обладает висмут, мышьяк и сурьма. В ферромагнетиках наблюдается особый, ферромагнитный эффект Холла. Коэффициент Холла достигает максимума в точкке Кюри, а затем снижается. А.с. 272 426: Способ измерения магнитной индукции в образце из магнитотвердого материала
путем помещения испытуемого образца во внешнее магнитное поле, отличающийся тем, что с целью повышения точности и сокращении времени измерения через поперечное сечение образца пропускают электрический ток и измеряют Э.Д.С. Холла на его основных гранях, по которой судят об искомой величине. А.с. 2 836 399: Устройство для измерения среднего индикаторного давления в цилиндрах поршневых машин, содержащее датчик, преобразующий давление и электрический сигнал, датчик положения поршня, усилитель, электронный вычислительный блок и указатель, отличающийся тем, что сцелью упрощения конструкции, в качестве датчика положения поршня и множительного элемента вычислительного блока, использован датчик Холла, магнитная система которого жестко связана с коленчатым валом двигателя, а активный элемент соединен через усилитель с выходом датчика давления, при этом выход датчика Холла через интегратор подключенк указателю. 10.1.2. В направлении перпендикулярном к направлению магнитногополя и направлению тока возникает температурный градиент (разность температур) эффект Эттингсгаузена. А.с. 182 778: Низкотемпературное устройство на основе эффектов Пельтье и Эттингкгаузена, отличающийся тем, что с целью одновременного использования термоэлектрической батареи как генератора холода и как источника магнитного поля для охладителя Эттингсгаузена, термобатарея выполнена ввиде цилиндрического соленоида. 10.1.3. Изменяется сопротивление проводника, что эквивалентно возникновению добавочной разности потенциалов вдоль направления электрического тока. Для обычных металлов это изменение мало - порядка 0,1% в поле 20 кв, однако для висмута и полупроводников величина изменения может достигать 200% (в полях 80 кв.). А.с. 163 508: Универсальный гальваномагнитный датчик, содержащий плоские токовые и холловские электроды точечность контакта которых обеспечивает перемычки в теле датчика, отличающийся тем, что с целью уменьшения эффекта закорачивания холловского напряжения токовыми электродами использования одного и того же единого гальваномагнитного датчика как датчика э.д.с. Холла или как датчика магнитосопротивления, или как гиратора, токовые электроды расположены вдоль эквипотенциальных линий поля Холла или под острым углом к ним, например по ребрам плоского датчика, а для перехода из одного используемого эффекта к другому применено коммутирующее устройство и регулируемый источник питания. 10.1.4. Термомагнитные явления - совокупность явлений, возникающих под действием магнитного поля в проводниках, внутри которых имеется тепловой поток. При поперечном замагничивании проводника возникает следующие термомагнитные явления: 10.2.1. В направлении перпендикулярном градиенту температур и направлению магнитного поля возникает градиент температур (эффект Риге-Ледюка). 10.2.3. При продольном намагничивании образца изменяется сопротивление, термо - э.д.с., теплопроводность (появляется тепловой поток). А.с. 187 859: Устройство для измерения э.д.с. поперечного эффекта Кернота-Эттингсгаузена в полупроводниковых материалах, содержащее нагреватель, холодильник и термопары-зонды, отличающиеся тем, что с целью исключения неизотермической части э.д. с. НернотаЭттингсгаузена, уменьшения тепловых потерь и исключения цикуляционных токов на контакте полупроводникизмерительные зонды, термопары-зонды подведены к поверхности исследуемого образца через массивные металлические блоки холодильника инагревателя, находяшиеся в хорошем тепловом контакте с образцом, электрически изолированные от последнего. В этом авторском свидетельстве физический эффект не применен для решения задач. Оно просто демонстрирует, что использование эффектов требует как их знания, так и решения сложных электрических задач.
10.2.4. Электронный фототермомагнитный эффект - появление э.д.с. в однородном проводнике (полупроводнике или металле), помещенном в магнитном поле, обусловленное поглощением электромагнитного получения свободными носителями заряда. Магнитное поле должно быть перпендикулярно потоку излучения. Этот эффект применяется в высокочувствительных 10 в минус тринадцатой степени вт, сек1/2 приемниках длинноволнового инфракрасного излучения. Постоянная времени эффекта - 10 в минус седьмой степени сек. Л И Т Е Р А Т У Р А к 10.1 "Радио", N'9, 1964, стр.53, А.с.249473, 255996; к 10.2 А.с.476463. 11.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАЗРЯДЫ В ГАЗАХ. 11.1 В обычных услх любой газ,буть то воздух или пары серебра, является изолятором. Для того,чтобы под действием электрического полявозник ток, требуется каким-то способом ионизовать молекулы газа. Внешние проявления и характеристики разрядов в газе чрезвычайно разнообразны,что объясняется широким диапазоном параметров и элементарных процессов,определяющих прохождения тока через газ.Кпервым относятся состав и давление газа, геометрическая конфигурация разрядного пространства, частота внешнего электрического поля,сила тока и т.п.,ко вторым - ионизация и возбуждение атомов и молекул газа,рекомендация удары второго рода,упругое рассеяние носителей заряда,различные виды эмиссии электронов. Такое многообразие управляемых факторов создает предпосылки для весьма широкого пименения газовых разрядов. 11.1.1.П о т е н ц и а л о м и о н и з а ц и и называется энергия, необходимая для отрыва электрона от атома или иона. Для нейтронных невозбужденных атомов величина этой энергии изменяется от 4 ( ) до 24 (Не) электрон-вольт. В случае молекул и радикалов энергия разрывов связей лежит в пределах 0,06+ 11,1 э.в.( ) 11.1.2. Ф о т о и о н и з а ц и я а т о м о в. Атомы могут понизироваться при поглащении квантов света, энергия которых равна потенциалу ионизации атома или превосходит ее. 11.1.3. П о в е р х н о с т н а я и о н и з а ц и я . Адсорбированный атом может покинуть нагретую поверхность как в атомном так и в ионизованном состоянии. Для ионизации необходимо, чтобы работа выхода поверхности была больше энергии ионизации уровня валентного электрона адсорбированного атома (щелочные металлы на вольфраме и платине) 11.1.4.Процессы ионизации используются не только для возбуждения различных видов газовых разрядов,но и для интенсификации различных химических реакций и для управления потоками газов с помощью электрических магнитных полей (см.6.1.1 и 6.7. 2.). А.С.N 187894. Способ электродуговой сварки с непрерывной и импульсной моделей энергии,отличающийся тем,что с целью повышения точности выполнения сварного шва и облегчения зажигания дуги,ионизирующиедуговой промежуток. А.С. N 444818: Способ нагрева стали в окислительной атмосфере, отличающийся тем,что с целью снижения обезуглеродивания, в процессе нагрева осуществляют ионизированные атмосферы. А.С. 282684: Способ измерения малых потоков газа, выпускаемых в вакуумный объем,отличающийся тем,что с целью повышения точности измерения,газ перед запуском ионизируют и формируют в однородный полный пучек, а затем вводят ионный пучок в вакуумный объем,где его нейтрализуют на металлической мишени, и по току ионного пучка судят о величине газового потока. 11.2. Обычно газовй разряд поисходит между проводящими электродами создающими граничную конфигурацию электрического поля и играющими значительную роль в качестве источников и стоков заряженных частиц. Однако наличие электродов необязательно (высокочастотный тороидальный заряд). 11.3. При достаточно больших давлениях и длинах разрядного промежутка основную роль в
возникновении и протекании разряда играет газовая среда. Поддержание разрядного тока определяется поддерживанием равновесной ионизации газа, происходящий при малых токах за счет гауноендовских процессов каскадной ионизации, а при больших токах за счет термической ионизации. При уменьшении давления газа и длины разрядного промежутка все большую роль играют процессы на электродах; при P 0,02+0,4 мм.рт.ст/см процессы на электродах становятся определяющими. 11.4. При малых разрядных токах между холодными электродами и достаточно однородном поле основным типом разряда является тлеющий разряд, характеризующийся значительным (50 - 400 В) катодным падением потенциала. Катод в этом типе разряда испускает электроны под действием заряженных частиц и световых квантов, а тепловые явления не играют роли в поддерживани разряда. Патент США 3 533 434: В устройстве, предназначенном для считывания информации с перфорированного носителя, используются лампы тлеющего разряда, имеющие невысокую стоимость, и, кроме того, обладающие высокой надежностью. Освещение ламп через перфорации носителя информации источником пульсирующего света вызывает зажигание некоторых из них, продолжающиеся и после исчезновения светового импульса. Таким образом лампы тлеющего разряда обеспечивают хранение информации и не требуют дополнительного запоминающего устройства. 11.5. Примесь молекулярных газов в разрядном промежутке при короноом разряде приведет к образованию страт, т.е. расположенных поперек градиента электрического поля темных и светлых полос. 11.6. Тлеющий разряд в сильно неоднородном электрическом поле и значительном ( P 100 мм.рт.ст.) давлении называют коронным. Ток короного разряда имеет характер импульсов, вызываемых электронными лавинами. Частота появления импульсов 10-100 кГц. 11.7. Дуговой разряд наблюдается при силе тока не менее нескольких ампер. Для этого типа разряда характерно малое (до 10 В) катодное падение потенциала и высокая плотность тока. Для дугового разряда существенна высокая электронная эмиссия катода и термическая ионизация в плазменном столбе. Спектр дуги обычно содержит линии материала катода. А.с. 226 729: Способ выпрямления переменного тока с помощью газоразрядного промежутка с полым катодом при низком давлении газа, соответствующим области левой ветви кривой Пашена, отличающийся тем, что с уелью повышения выпрямленного тока и уменьшения падения напряжения в течении проводящей части периода, при положительном потенциале на аноде систему "анод-полый катод" переводить в режим дугового разряда. 11.8. Искровой разряд начинается с образования стример саморапространяющихся электронных лавин, образующих проводящий канал между электродами. Вторая стадия искрового разряда главный разряд - происходит вдоль канала, образованного стримером, а по свим характеристикам близка к дуговому разряду, ограниченному во времени емкостью электродов и недостаточностью питания. При давлении 1 атм., материал и состояние электродов не оказывает влияния на пробивное напряжение в этом виде разряда. Расстояние между сферическими электродами, соответствующее возникноаению искрового пробоя весьма часто служит для измерения высокого напряжения. А.с. 272 663: Способ определения размера макрочастиц с подачей их на заряженную поверхность, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, определяют интенсивность световой вспышки, сопровождающей электрический пробой между заряженной поверхностью и приближающейся к ней частицей и по интенсивности судят о размере частицы. 11.9. Факельный разряд - особый вид высокочастотного одноэлектродного разряда. При
давлениях, близких к атмосферному или выше его, факельный разряд имеет форму пламени свечи. Этот вид разряда может существовать при частотах 10 МГц, при достаточной мощности источника. 11.10. При изучении заряженного острия наблюдается интересный эффект - так называемое стекание зарядов с острия. В действительности никакого стекания нет. Механизм этого явления следующий: имеющиеся в воздухе в небольшом количестве свободные заряды в близи острия разгоняются и, ударяясь об атомы газа, ионизируют их. Создается область пространственного заряда, откуда ионы того де знака, что и острие, выталкиваются полем, увлекая за собой атомы газа. Поток атомов и ионов создает впечатление стекания зарядов. При этом острие разряжается, и одновременно получает импульс, направленный против острия. Несколько примеров на применение коронного разряда: А.с. 485 282: Устройство для кондиционирования воздуха, содержащее корпус с поддоном и патрубками для подвода и отвода воздуха и размещенный в корпусе воздуховоздушный теплообменник с каналами орошаемыми со стороны одного из потоков, отличающийся тем, что с целью повышения степени охлаждения воздуха путем интенсификации испарения коронирующие воды, по оси орошаемых каналов теплообменника установлены электроды, прикрепленные к имеющему заземление корпусу с помощью изоляторов и подключенные к отрицательному полюсу источника напряжения. Заявка СССР 744429/25: Авторы предлагали измерять диаметр проволоки тоньше пятидесяти микрон с помощью коронного разряда. Как известно, коронный разряд ввиде светящегося кольца возникает вокруг проводника, если к проводнику приложить высокое напряжение. При определении сечения проводника коронный разряд будет иметь вполне определенные характеристики. Стоить изменить сечение, тотчас изменяется и характеристика коронного разряда. Л И Т Е Р А Т У Р А Таблицы физических величин. М.,"Атомиздат", 1976, стр.427-439. к 11.1 А.с.179599. к 11.4 А.с.234527. 12. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ. Эффекты, связанные с относительным движением двух фаз под действием электрического поля, а также возникновение разности потенциалов при относительном смещении двух фаз, на границе между которыми существует двойной электрический слой, называется электрокинетическими явлениями. 12.1. Электроосмос (электроэндоосмос) - движение жидкостей или газов через капилляры, твердые пористые диафрагмы и мембраны, а также через слои очень мелких частиц под действием внешнего электрического поля (см.3.6.1.). Электроосмос применяется при очистке коллоидных растворов от примесей, для очистки глицерина, сахарных сиропов, желатина, воды, при дублении кож, а также при окраске некоторых материалов. 12.2. Эффект обратный электроосмосу - возникновение разности потенциалов между концами капилляра, а также между противоположными поверхностными диафрагмами мембраны для другой пористой среды при прода влении через них жидкости (потенциал течения). 12.3. Электрофорез (катофорез) - движение под действием внешнего электрического поля твердых частиц, пузырьков газа, капель жидкости, а также коллоидных частиц, находящихся во взвешенном состоянии в жидкой или газообразной среде. Электрофорез применяют при определении взвешенных в жидкости мелких частиц, не поддающихся фильтрованию или сжиманию, для обезвоживания торфа, очистки глины или каолина, обезвоживания красок, осаждение каучука из латекса, разделения маслянных эмульсий,
осаждения дымов и туманов. А.с. 308 986: Способ снижения пористотости керамических изделий путем насыщения их дисперсионным материалом, отличающийся тем, что сцелью повышения электрической прочности, насыщения проводят за счет электрофоретического осаждения твердых частиц на суспенции с наводной дисперсионной средой. 12.4. Эффект обратный электрофорезу - возникновение разности потенциалов и жидкости в результате движения частиц, вызванного силами не электрического характера, например, при оседании частиц в поле тяжести, при движении в ультразвуковом или центробежном поле (седментационный потенциал или потенциал оседания). 12.5. Электрокапиллярные явления - явления связанные с зависимостью величины поверхностного натяжения на границе раздела электрод-раствор от потенциала электрода (см.3.3.6.). Л И Т Е Р А Т У Р А Краткая химическая энциклопедия. М.,1967, т.5, стр.934-936. 13. СВЕТ И ВЕЩЕСТВО. 13.1. Свет. Видимое. УФ и ИК-излучение. Свет это совокупность электромагнитных волн различной длины. Диапазон длин волн видимого света - от 0,4 до 0,75 мкм. К нему примыкают области невидимого света - ультрафиолетовая (от 0,4 до 0,1 мкм) и инфракрасная (от 0,75 до 750 мкм). Видимый свет доносит до нас большую часть информации из внешнего мира. Помимо зрительного восприятия, свет можно обнаружить по его тепловому эффекту, по его электрическому действию или по вызываемой им химической реакции. Восприятие света сетчаткой глаза является одним из примеров его фотохимического действия. В зрительном восприяти определенной длине волны света сопутствует определенный цвет. Так излучение с длиной волны 0,48-0,5 мкм будет голубым; 0,56-0,59 - желтым; 0,62-0,75 красным. Естественный белый свет, есть совокупность волн различной длины, распространяющихся одновременно. Его можно разложить на составляющие и выцедить их с помощью спектральных приборов (призм, дифракционных решеток, светофильтров). Как и всякая волна, свет несет с собой энергию, которая зависит от длины волны (или частоты) излучения. Ультрафиолетовое излучение, как более коротковолновое, характеризуется большей энергией и более сильным взаимодействием с веществом, чем обьясняется широкое его использование в изобретательской практике. Например, излучение ультрафиолетом может инициировать или усиливать многие химические реакции. А.с. 489 602: Способ соединения металлов путем заполнения зазора между соединяемыми деталями металлом, полученным разложением его химического соединения, отличающийся тем, что с целью устранения термического воздействия на соединяемые детали, разложение химических соединений осуществляет облучением ультрафиолетовым светом. Существенно влияние ультрафиолета на биологические обьекты, например, его бактерецидное действие. Следует помнить, что ультрафиолетовое излучение очень сильно поглощается большинством веществ, что не позволяет применить при работе с ним обычную стеклянную оптику. До 0,18 мкм исползуют кварц, фтористый литий, до 0,12 мкм - флюорит; для еще более коротких волн приходится применять отражательную оптику. Еще более широко в технике используют длинноволновую часть спектра - инфракрасное излучение. Отметить здесь приборы ночного видения, ИК-спектроскопию, тепловую обработку материалов, лазерную технику, измерение на расстоянии температуры предметов. А.с. 269 400: Способ противопожарного контроля волокнистого материала, например, хлопка-
сырца, подаваемого по трубопроводу к месту его хранения, отличающийся тем, что с целью повышения надежности хранения, контроль осуществляется посредством расположенных по периметру трубопровода датчиков, реагирующих на инфракрасное излучение. А.с. 271 550: Способ ремонта асфальтобетонных дорожных покрытий на основе применения инфракрасного излучения, отличающийся тем, что с целью обеспечения ремонта в зимнее время вначале создают тепловую защиту непосредственно в месте произвдства работ путем создания зон положительных температур посредством источников инфракрасного ихлучения, затем разогревают применяемые в качестве исходного материала асфальтобетонные брикеты одновременно с ремонтируемым участком дорожного покрытия до пластического состояния при помощи инфракрасных лучей. Интересное свойство ИК-лучей обнаружил недавно польские ученые: прямое облучение стальных изделий светом инфракрасных ламп сдерживает процессы коррозии не только в условиях обычного хранения, но и при повышении влажности и содержания сернистых газов. Сильным изобретательским приемом является переход от одного диапазона излучения к другому. А.с. 232 391: Способ определения экспозиции засветки фоторезисторов на основе диасоединений и азидов в процессе фотолитографии, отличающийся тем, что с целью улучшения воспроизводимости и увеличения выхода годных приборов, полупроводниковый эпитаксиальный материал с нанесеным на него фоторезистом облучают ультрафиолетовым или видимым светом, причем экспозицию определяют по времени исчезновения полосы поглощения пленки фоторезиста в области 2000-2500 см. в минус первой степени . Здесь облучают коротковолновым светом, а изменение свойств регистрируют по поглощению в инфракрасной области - 2000 см. в минус первой степени соответствуют длине волны 3,07 мкм. 13.1.1. Световое излучение может передавать свою энергию телу не только нагревая его или возбуждая его атомы, но и ввиде механического давления. Световое давление проявляется в том, что на освещаемую поверхность тела в направлении распространения света действует распределенная сила, пропорциональная плотности световой энергии и зависящая от оптических свойств поверхности. Световое давление на полностью отражающую зеркальную поверхность вдвое больше, чем на полностью поглощающую при прочих равных условиях. Обьяснить это явление можно как с волновой, так и с корпускулярной точек зрения на природу света. В первом случае это результат взаимодействия электрического тока, наведенного в теле электрическим полем световой волны, с ее магнитным полем по закону Ампера. Во втором результат передачи импульса фотонов поглощающей или отражающей стенке. Величина светового давления мала. Так, яркий солнечный свет давит на 1 кв.м. черной поверхности с силой всего лишь 0, 4 мГ. Однако простота управления световым потоком, "оксеонтактность" воздействия и "избирательность" светового давления в отношении тел с различными поглощающими и отражающими свойствами позволяют с успехом использовать это явление в изобретательстве (например, фотонная ракета). Согласно патенту США 3 590 932: световое давление используется в микроскопах для уравновешивания малых изменений массы или силы. Измерительное фотоэлектрическое устройство определяет, какая величина светового потока, а следовательно исветового давления, потребовалась для компенсации изменения массы образца и восстановления равновесия системы. А.с. 174 432: Способ перекачки газов или паров из сосуда в сосуд путем создания перепада давления на разделяющей оба сосуда перегородке, имеющей отверстие, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности откачки, на отверстие в перегородке фокусируют световой пучек, излучаемый, напрмер, лазером. 2. Способ по п.1 отличающийся тем, что с целью осуществления избирательной отакачки газов или
паров и, в частности, с целью разделения изотопных смесей газов или паров, ширину спектра излучения избирают меньше частотного разноса центров линий поглощения соседних с них компонентов, при этом частоту излучателя настраивают на центр линии поглощения откачиваимого компонента. 13.2. Отражение и преломление света. При падении параллельного пучка света на гладкую поверхность раздела двух прозрачных изотропных сред часть света отражается обратно, а другая часть проходит во вторую среду, при этом направление пучка света меняется; происходит преломление света. Угол отражения равен углу падения, а угол преломления связан с углом падения соотношением: где п1 и п2 - показатели преломления сред, и - углы падения и преломления. Показатели преломления обычных газов (при нормальных условиях) близки к 1, для стекл эта величина порядка от 1,4 до 1,7. Эффекты отражения и преломления лежат в основе работы всех оптических систем, которые позволяют передавать световую энергию и изображения, фокусировать свет в мощные пучки, разлагать его в спектр (см. Дисперсия). США патент 3 562 530: Способ получения и нагревания незагрязненных пламоидов заключается в том, что мишень располагается в первой сопряженной фональной точке закрытой камеры, которая представляет собой зеркально отражающую систему, во второй фональной точке, сопряженой спервой, генерируют короткий импульс электромагнитной энергии. Эта энергия фокусируется на мишень, которая нагревается до очень высокой температуры. Отраженный свет может нести значительную информацию о форме предмета (а также о структуре его поверхности) как в случае зеркального, так и диффузного отражения. А.с. 521 086: Способ определения пайки выводов радиодетале, напрмер, резисторов, при котором производят погружение вывода в каплю расплавленного припоя и регистрируют интервал времени между соприкосновением вывода с каплей и замыканием капли над ним, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения времени пайки, на поверхность капли припоя направляют луч света в форме узкой полосы и фиксируют интервал времени между началом отклонения отраженного от поверхности капли луча до его возвращения в исходное положение, используя фотоэлемент, соединенный со счетчиком времени. А.с. : Способ определения частоты обработки поверхности, заключающийся в том, что напрвляют световой поток на контролируемую поверхность и регистрируют световой поток, отраженный от нее, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, поворачивают контролируемую поверхность вокруг оси, перпендикулярной плоскости падения светового потока, регистрируют угол наклона, при котором отраженный от него световой поток будет составлять заданую часть, например, половину от максимального, и по алгебраической разности определяют чистоту обработки поверхности. Процессы отражения и преломления связаны с внутренней структурой вещества; измерение показателя преломления - один из важнейших методов структурных исследований (3). А.с. 280 956: Способ исследования тепловых напряжений на прозрачных моделях путем просвечивания образца монохроматическим светом, отличающийся тем ,что с целью определения полного теплового напряжения, вызываемого неоднородным нагревом, предварительно определяют градиент температур в исследуемом образце, измеряют соответствующий ему угол отклонения светового луча в данной точке, и по полученным данным судят о величине теплового напряжения. А.с. 541 484: Способ регулировки температуры размягчения донного продукта отпарного аппарата в зависимости от изменения режимного параметра в зоне питания аппарата, отличающийся тем, что с целью повышения качества регулировки, режимный параметр корректируют в зависимости
от коэффициента преломления дистиллярного продукта, выводимого из аппарата. В общем случае, лучи отраженный и преломленный - это лучи поляризованного света (см.Поляризация). Степень поляризации зависит от угла падения. При определенном значении этого угла (угол Брюстера) отраженный свет полностью линейно поляризован перпендикулярно плоскости падения. При падении же под углом Брюстера света, уже поляризованного в плоскости падения, отражения вобще не происходит, не смотря на скачок показателя преломления (см.Анизотропия и свет). А.с. 501 377: Акустооптический дефлектор, содержащий акустооптический эффект и пьезопреобразователь, отличающийся тем, что с целью увеличения его разрешающей способности с одновременным уменьшением потерь света на отражение, входная поверхность акустооптического элемента выполнена по отношению к поверхности, на которой расположен пьезопреобразователь, под углом, равным сумме угла Брюстера и угла дефракции Брегга для данного материала, а выходная поверхность - под углом, равнымразности между углом Брюстера и углом дифракции Брегга. 13.2.1. При определенных условиях может наблюдаться полное внутреннее отражение света, при котором вся энергия световой волны, падающей награницу двух двух прозрачных сред со стороны среды, оптически более плотной, полностью отражается в эту среду. В частности это явление используется в призмах биноклей и перископов, но диапазон его применения в изобретательстве гораздо шире (1). А.с. 287 363: Устройство для измерения температуры, содержащее измерительный элемент, установленный в контролируемой среде, и источник белого света с диафрагмой, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения температуры и увеличения светосилы устройства, измерительный элемент выполнен ввиде двух прозрачных прямоугольных призм, сложенных наклонными гранями, между которыми расположен слой прозрачного вещества с показателем преломления, зависящим от длины волны и температуры, причем источник света расположен относительно измерительного элемента так, что ось светового потока наклонена к плоскости входной грани призмы под предельным углом полного внутренненго отражения. А.с. 288 464: Устройство для активного контроля распыления жидкости, выполненное из источника света, воздействующего через собирательную линзу через фоторезистор, к которому подключен усилитель, отличающийся тем, что с целью увеличения надежности контроля, на пути света за линзой последователены оптический многогранник полного внутреннего отражения и охватывающая его изогнутая шторка, образующая с одной из граней клинообразное входное пространство. США патент 3 552 825: Переменный цифровой элемент состоит из прямоугольной призмы, над гипотенузой грани которой располагаются несколько отражающих слоев. Луч света проходит через одну из катетных граней призмы и падает на ее гипотенузную грань под углом, который равен критическому углу или больше его. Обычно луч света будет испытывать полное внутреннее отражение в призме и выходить через другую ее катетную грань. Однако, если отражающий слой, расположенный над гипотенузой грани, имеет с ней оптический контакт, полное внутреннее отражение нарушается и луч проникает в этот отражающий слой. На гипотенузной грани могут располагаться несколько отражающих слоев. Явление полного внутреннего отражения, а также нарушение его, используется для определения колличества отражающих слоев, пройденных лучем света прежде, чем испытать полное внутреннее отражение, пройти обратный путь через отражающие слои, призму и выйти через вторую ее катетную грань. Отражающие слои изготавливаются из стекла, либо представляют собой полости, заполненные жидкостью. Изгиб того или иного слоя и, следовательно, нарушение оптического контакта этого слоя со смежной поврхностью, может быть осуществлен с помощью пьезоэлектрического кристалла.
На основе явления полного внутреннего отражения созданы светводы, которые гораздо эффективнее обычных линзовых систем. Широкие одиночные светопроводы передают излучение; применение волоконной оптики - пучков очень тонких светопроводов - позволяет передавать также изображение в том числе и по непрямым путям,т.к. пучок тонких волокон может быть сильно изогнут без разрушения и потери прозрачности. А.С. N210677. Устройство для выравнивания косогорных машин или их рабочих органов, содержащее маятниковый датчик наклона и электрогидравлический механизм выравнивания,отличающийсятем,что с целью повышения надежности,оно снабжено гибкими световодами,измеряющими поперечное сечение под воздействием маятника,с одной стороны которых установлен источник света, а с другой - фотоэлементы,включенные в электрическую схему механизма выравнивания. 2.Устройство по 1, отличающееся тем,что ,между источником и гибким световодами установлены промежуточные световоды, например, из стекловолокна. 13.3. Поглощение и рассеяние света. В предыдущем разделе явления рассматривались как педположение что среды оптически однородны и абсрлютно прозрачны для света В действительности дело обстоит иначе. Процесс прохождения света через вещество это процесс поглощения атомами и молекулами энергии электромагнитной волны, которая идет на возбуждение колебания электронов и последующего переизлучения этой энергии в При этом, не вся энергия переизлучается, часть ее переходит в другие виды энергии например тепловую. Это приводит к поглощению света с в зависит от длины волны света и имеет максимумы на частотах,соответющих частотам собственных колебаний электронов в атомах, самих атомов и молекул (см."Поглощение и излучение света").Естественно, поглощение зависит от толщины слоя поглощающего вещества. США, ПАТЕНТ N.3825755. Толщину полимерной пленки измеряют,сравнивая потоки ИК-излучения: отражающего от поверхности ипрошедшего сквозь пленку , ослабленного за счет поглощения в слое полимера. Великобритания, заявка N.1332112. Для определения влагосодержания предмета его облучают светом с диной волны , лежащей в области поглощения воды, и измеряют сигнал ослабленного излучения. А.С. N 266560. Контролируют процесс сушки по ИК-поглощению паров растворителя. Ослабление светового излучения при прохождении через среду объясняется также и рассеянием света. В случае наличия в среде оптических неоднородностей переизлучение энергии электромагнитной волны происходит не только в направлении проходящей волны(пропускание), но и в стороны. Эта часть излучения , наряду с дифрагированной, преломленной и отраженной на неоднородностях состовляющими, и образует р а с с е я н н ы й свет. Рассеяние обладает дисперсией. В атмосфере ,например, рассеиваются преимущественно голубые лучи; этим объясняется голубой цвет неба, в то время как свет , проходящий через атмосферу, обогащен красными составляющими - красный цвет зорь. При монохроматическом освещении даже в физически сильно неоднородной среде рассеяние не происходит при совпадении коэффициентов преломления компонентов среды. Выбрав компоненты с различными температурными коэффициентами пре, можно создать оптический термометр. А.С. N.253408. Устройство для измерения температуры,содержащее измерительный элемент,устанавливаемый на иследуемый материал, и источник белого света, отличающийся тем,что с целью расширения интервала измеряемых температур,измерительный элемент выполнен в виде прозрачной кюветы,заполненой смесью,оптически неоднородных веществ,соответствующих заданному интервалу температур,показатели педложения которых зависят от длины волны и температурные коэффициенты показателей преломления отличаются
знаком либо вличиной. (Показатели преломления компонентов смеси совпадают для различных длин волн в зависимости от температуры. этом кювета становится оптически однородной для света с данной длиной волны,который пройдя через кювету,сообщает ей определенный цвет,соответствующей определенной температуре.Другие же составляющие белого цвета рассеиваются на неоднородностях системы и через кювету не походят). Распределение интенсивности света,рассеянного средой по различным направлениям (и н д е к а т р и с с а рассеяния), может дать значительную информацию о микрофизических параметрах среды. Такого рода измерения находят применение в биологии,коллоидной и анилитической химии,составляя предает нефелометрических иследований,а также в аэрозольной технике. Согласно а.с. 172094 определяют параметры капель жидкости, измеряя характеристики светового излучения,рассеянного на каплях. Рассеяние наблюдается в чистых веществах. Оно объясняется возникновением оптической неоднородности, связанный с фуктуациями плотности, наример, тепловыми. Рассеяный свет по некоторым направлениям частично поляризован. (см."Анизотроприя и свет"). 13.3.1 Вслучае комбинационного рассеяния света (эффект МандельштамаЛандсберга-Рамана) в спектре рассеянногоизлучения кроме линий, характеризующих падающий свет,имеются дополнительные линии (сателлиты), излучение которых является комбинацией частот падающего излучения и частот собственных тепловых колебаний молекул рассеивающей среды. Согласно патенту США N 3820897 конт содержания загрязнений в большом объеме воздуха производится на основе анализа характеристического романовского излучения (сателлитов комбинационного рассеяния),возникающего при рассеянии лазерного излучения на атомах и молекулах загрязнений. 13.4. Испускание и поглощение света. Пламя излучает свет.Стекло поглощает ультрафиолетовые лучи. Обычные фразы,привычные понятия.Однако здесь термины "излучает","поглощает" описывают только внешне,легко наблюдя, физика этих процессов непосредственно связана со строением атомов и молекул вещества. Атом - квантовая система,его внутренняя энергия - это , в основном , энергия взаимодействия электронов с ядром; эта энергия согласно квантовым законам,может иметь только вполне определенные для када и состояния атомов значения. Таким образом,энергия атома не может меняться непрерывно,а только скачками - порциями,равными разности каких-либо двух разрешенных значений энергии. Квантовая система (атом,молекула),получая из вне порцию энергии возбуждается, т.е. переходит с одного энергетического уровня вдругой более высокий. В возбужденном состоянии система не может находится сколь угодно долго; в какой-то момент происходит самопроизвольный (спонтанный) обратный переход с выделением той же энергии. Квантовые переходы могут быть излучательные и безизлучательные. Впервом случае энергия поглощается или испускается в виде порции электромагнитного излучения,частота которого строго определена разностью энергий тех уровней, между которыми происходит переход. В случае безызлучательных переходов система получает или отдает энергию при взаимодействиями с другими системами (атомами,молекулами,электронами) Наличие этих двух типов перходов объясняется оптикоакустический эффект Бейнгерова 13.4.1. При облучении газа,находящегося в замкнутом объеме,аомодулированном потоком инфракр.излучения в газе возникают пульсации давления (оптико-аккустический эффект).Его механизм давольно прост; поглощение инфракр.излучения происходит с возбуждением молекул газа, обратный же переход происходит безызлучательно,т.е. энергия возбуждения молекул переходит в их кинетическую энергию,что обуславливает изменение давления.
Колличественные характеристики эффекта весьма чувствительные к составу газовой смеси.Применение оптико-акустического эффекта для аналей характеризуется простотой и надежностью, высокой избирательностью и широким диапазоном концнтрацией компонентов. Оптико-акустический индикатор педставляет собой неселективный приемник лучистой энергии,предназначенный для анализа газов Промудулированный лучистый поток через флюоритовое окно попадает в камеру с иследуемым газом.Под действием потока меняется давление газа на мембрану микрофона,в результате чего в цепи микрофона возникают электрические сигналы,зависящие от состава газа. Оптико-акустический эффект используется при измерении времен жизни возбуждения молекул,в ряде работ по определению влажности и потоков излучения. (см.а.109939, 167072, 208328, 208329). Отметим, что оптико-акустический эффект возможен также в жидкостях и твердых телах. 13.4.2. Атомы каждого вещества имеют свою,только им присущую структуру энергетических уровней,а следовательно,и структуру излульных переходов,которые можно зарегистрировать оптическими методами (например,фотографически).Это обстоятельство лежит в основе сного анализа. Так как молекулы - тоже сугубо квантовые системы,то каждое вещество (совокупность атомов или мол) испускает и поглощает только кванты определенных энергиили электромагнитное излучение определенных длин волн) Интенсивность тех или иных спектральных линий пропорциональна числу атомов (молекул),излуча( или поглощающих)свет. Это соотношение составляет основу количественного спектрального анализа США,патент N.3820901. Концентрацию известных газов в смеси измеряют по пропусканию излучения лазерного источника с определенной длиной волны. Предварительно облучают монохроматическими излучениями с различными длинами волн каждый из содержащихся в смеси газов, концентрация которых известна, и определяют коэффициент поглощения каждого газа для каждой длины волны. Затем при этих длинах волн измт поглощение испытуемой смеси и, используя полученные величины коэффициента поглощения,определяют концентрацию каждого газа в смеси. При измерениях с излучением,содержанием большее число длин волн, чем находится компонентов в газовой смеси,можно обнаружить наличие неизвестных газов. Для атомов и молекул спектры излучения будут линейчатыми и полосатыми соответственно,то же и для спектров поглощения. Чтобы получить сплошной спектр,необходимо наличие плазмы, т.е. ионизированного состояния вещества. При онизации электроны находятся вне атома или молекулы, и, следовательно могут иметь любые, непрервно меняющиеся,энергии. При рекомендации этих элктронов и ионов получается сплошной спектр,в котором присутствуют все длины волн. 13.4.3. Возбуждение(повышение внутренней энергии) или ионизацияатомов происходят под действием различных причин;в частности, энергия для этих процессов может быть получена при нагревании тел. Чем больше температура, тем больше энергия возбуждения и тем все более короткие волны (кванты с большей энергией)излучает нагретое тело. Поэтому при постепенном нагреве сначала появляется инфракр.излучение (длинные волны),затем красное,к которому с ростом температуры добавляется оранжевое,желтое и т.д.; в конце концов получаетссвет Дальнейший нагрев приводит к появлению ультрафиолетовой компоненты. США,патент N.3580277. Устройство для непрерывного измерения температуры ванны жидкого металла содержит стержень из светопроо материала обладающего высокой температурой и корозионной стойкостью. Стержень проходит сквозь стенку резервуара и внутри последнего заделывается в массу свободного от щелочей окисла с высокой температурой плавления,например окиси циркония. Конец стержня,находящийся в резервуаре,служит цветовым пирометром. Излучательные и безызлучательныепереходы в инфракр. области часто используются для
процессов и охлаждения (см.ИК-излучение). А.С. N.509545 Стеклоформирующий инструмент,включающий металлический корпус с покрытием, отличающийся тем,что с целью поьности и улучшения качества изделий,покрытие выполнено двухслойным,причем промежуточный слой выполнен из материала,поглощающего ближнюю инфракрасную область,например из графита,а наружный слой - из материала пропускающего в эже области спектра,например на основе прозрачной поликристаллической окиси алюминия. А.С. N. 451002. Способ измерений коэффициента теплопроводности твердых тел,включающий изотермическую выдержку его охлаждение при постоянной температуре окружающей среды и регистрацию изменения температуры,отличающийся тем,что с целью измеренидности частично прозрачных материалов,образец на стадии поглощения помещают в вакуумное пространство и измеряют энергию,излучаемую поверхностью образца в спектральной области сильного поглощения. 13.4.4. Излучательные квантовые переходы могут происходить не только спонтанно,но и вынуждено под действием внешнего излучения, частота которого согласована с энергией данного перехода. Излучение квантов света атомами и молекулами вещества под действием внешнего электромагнитного поля (излучения) называют вынужденным или и н д у ц и р о в а н н ы м и з л у чением. Существенным отличием вынужденного излучения является то, что оно естьточная копия вынуждающего излучения.Совпадают все характеристики - частота,поляризация,направление распространения и фаза. Благодаря этому вынужденное излучение при некоторых обстоятельствах может привести к усилению внешнего излучения, прошедшего через вещество,вместо его поглощения. Поэтому иначе вынужденное излучение называют о т р и ц а т е л ь н ы м п о г л о щ е н и е м. 13.4.5.Для возникновения вынужденного излучения необходимо наличие в веществе возбужденных атомов, т.е. атомов, находящихся навнях в большей энергией.Обычно доля таких атомов мала. Для того чтобво усилило проходящее через него излучение,нужно , чтобы доля возбужденных атомов была велика,чтобы уровни с большей энергией были "заселены" частицами гуще,чем нижние уровни. Такое состояние вещества называют состоянием с инверсией н а с е л е н н о с т е й. 13.4.6.Открытие советскими физиками Фабрикантом,Вудынским и Бутаевой явления усиления электромагнитных волн при прохождении через среду с инверсией населенностей явилось основопологающим в деле развития оптических к в а н т о в ы х г е н е р а т о р о в (лазеров) крупнейшего изобретения века. Стержень из вещества с исскуственно создаваемой инверсией населенностей , помещенный между двумя зеркалами, одно из которых полупрозрачно - вот принципиальная схема простейшего лазера. Оптический резонатор из двух зеркал необходим для создания обратной связи:часть излучения возвращается в рабочее тело,индуцируя новую лавину фотонов. Излучение лазера монохроматично и котерентно в силу свойств индуцированного излучения. Области применения лазеров обусловлены, основными характеристиками их излучения,такими как когерентность,монохромантичность,высокая концентрация энергии в луче и малая его расходимость. Помимо ставших уже традиционными областей применения лазеров,таких как обработка сверхтвердых и тугоплавких материалов,лазерная связь и лоя медицина и получение высокотемпературной плазмы,- стали определяться новые интересные сферы их использования. Чрезвычайно перспективны разработанные в последнее время лазеры на красителях, в отличии от обычных позволяющие плавно изменят частоту излучения в широком диапазоне от инфракрасной до ултрафиолетовой области спектра. Так, например, предполагается лазерным
лучом разрывать или наоборот, создавать строго определенные связи. Ведутся работы по разделению изотопов с помощью перестраиваимых лазеров. Меняя частоту лазеров, настраивают его в резонанс с определенным квантовым переходов одного из изотопов и тем самым переводят изотоп в возбужденное состояние, в котором его можно ионизировать и, с помощью электрических реакций, отделить от других изотопов. А вот чисто изобретательское применение лазера в качестве датчика давления: А.с. 232 194: Устройство для измерения давления с частотным выходом, содержащее упругий чувствительный элемент, заполненный газом и соединенный через разделитель с измеряемой средой, и частотомер, отличающееся тем, что с целью повышения точности измерений, в нем в качестве упругог чувствительного элемента использована резонаторная ячейкагазового квантового генератора. В заключении следует отметить, что лазеры являются основным инструментом последований в новой области физики - нелинейной оптике, которая самим своим возникновением полностью обязана мощным лазерам (см. "Эффекты нелинейной оптики"). Л И Т Е Р А Т У Р А К 13.1.1. Г.С.Ландсберг. Оптика, М.,"Наука", 1976 г. 2. Л.Беллами. Инфракрасные спектры молекул, 1957. 3. В.В.Козелкин, И.Ф.Усольцев, "Основы инфракрасной техники", М.,"Машиностроение", 1974. 4. В.Дитчберн, "Физическая оптика", пер. с англ., М., 1965. 5. А.с. 181372, 181824, 251912, 257096, 271532, 282777, 283327, 348498, 427990, 446530, 453664, 486225, 496270, 509416. США, патенты 3554628, 3558881, 3560738, 3562520, 3796099. К 13.2 и 13.3: 1. Г.С.Ландсберг, Оптика, М.,"Наука", 1976. 2. Р.Дитчберн, Физическая оптика, пер. с англ., М., 1965. 3. С.С.Бацианов, Структурная рефрактометрия, М., 1959. 4. А.с. 269357, 454511, 485076, 517786, 540276. США, патенты 358864, 3588258, 3824017. ФРГ ПЕТЕНТ 1249539, К 13.4: 1. М.Борн, Атомная физика, пер.с англ., М., 1965. 2. М.А.Ельяшевич, Атомная и молекулярная спектороскопия, М., 1962. 3. А.Н.Зайдин, Основы спектрального анализа, М., 1965. 4. Квантовая электроника, М., "Советская энциклопедия", 1969. 5. Б.Ф.Федоров, Оптические квантовые генераторы, М., 1966. 6. Чернышов и др., "Лазеры в системах связи", М., 1966. 7. В.В.Козелкин, И.Ф.Усольцев, Основы инфракрасной техники, М.,"машиностроение", 1974. 8. Б.Лендьел, Лазеры, пер.с англ.,М.,1964. 9. А.с. 239423, 239694, 209638, 208328, 208329, 109939, 167072. США патенты 3826576,3820897, 3826575, 3588253, 3588439, 3825347, 3588255. 14. ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ И ФОТОХИМЕЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ. 14.1.1. Фотоэффект. Явление внешнего фотоэффекта состоит в испускании (эмиссии) электронов с поверхности тела под действием света; для этого явления эксперементально установленные зависимости обьединяются квантовой теорией света. Свет есть поток квантов; кванты света, попадая в вещество, поглощабтся им; избыточная энергия передается электронами, которые получают возможность покинуть это вещество - конечно, если энергия кванта больше, чем работы выхода электрона (см."Электронная эмиссия"). Заметим, что квантовый характер света проявляющийся в явлении фотоэффекта, не следует понимать как отрицание волновых свойств света; свет есть и поток квантов, и электромагнитная волна просто в зависимости от конкретного явления проявляются или квантовые, или волновые свойства. На основе внешнего фотоэффекта создан ряд фотоэлектронных приборов (фотоэлементы различного назначения, фотокатоды, фотоумножители и т.д.). Внешний фотоэффект играет большую роль в развитии электрических зарядов; фотоэффект в газах определяет распространение электрического заряда в газах при больших давлениях обуславливая высокую скорость распространения стримерной формы разряда (искры, молнии) (1-4). А.с. 488 718: Способ спектрометрии оптического излучения, отличающийся тем, что с целью
упрощения спектральных работ, спектральный состав излучения определяют по кинетическим энергиям фотоэлектронов генерируемых при фотомонизации атомов и молекул. Кроме внешнего фотоэффекта, существует внутренний фотоэффект. Квант света, проникая внутрь вещества, выбивает электрон переводя его из связанного состояния (в атоме) свободное - таким образом, при облучении полупроводников и диэлектриков из-за фотоэффекта внутри кристаллов появляются свободные носители, тока, что существенно изменяет электропроводность вещества. На основе внутреннего фотоэффекта созданы различного рода фоторезисторы-элементы, сильно изменяющие свое сопротивление под действием света (5,6). А.с. 309339: Устройство для управления световым лучом, выполненное ввиде конденсатора между электродами которого заключен слой вещества изменяющего прозрачность под действием электрического поля, отличающееся тем, что с целью уменьшения габаритов, один из электродов конденсатора связанный с источником управляющей электродвижущей силы выполнен из материала, обладающего эффектом возникновения фотоэлектродвижущей силы. А.с. 508828: Пьезоэлектрический преобразователь с оптическим управленим, содержащий фоторезисторный слой, светопровод и металлический электрод, отличающееся тем, что с целью расширения частотного диавпазона в облать низких мегагерцевых и высоких килогерцевых частот, он выполнен ввиде пьезокерамической платины, на одну сторону которой нанесен металлический электрод, а на противоположную - фоторезисторный слой и прозрачный электрод, являющийся одновременно светопроводом. Разновидностью внутреннего фотоэффекта является вентильный фотоэффект - появление э.д.с. в месте контакта двух полупроводников (или полупроводника и металла). Основное применение вентильных фотоэлементов - индикация электромагнитного излучения. На основе вентильного фотоэффекта работают также солнечные батареи. Одним из приборов работающих на вентильном фотоэффекте, является фотодиод, обладающий многими преимуществами по сравнению с обычными фотоэлементами (7). А.с. 475719: Устройство для регулирования напряжения электромагнитных генераторов содержащее датчик тока, ввиде шунта в цепи его нагрузки и импульсный транзисторный усилитель, ко входу которого подключены последовательно стабилизаторон с ограничивающим резистором и формирователь пилообразного напряжения, к выходу обмотка возбуждения генератора, отличающееся тем, что с целью повышения надежности и точности регулирования параллельно упомянутому шунту включен светодиод одноэлектронной пары, фотодиод который через цепь подпитки подключен параллельно огрничивающему резистору. 14.1.2. Эффект Дембера (фотодиффузный эффект). Внесобственных полупроводниках коэффициенты диффузий носителей тока (электронов и дырок) различные. Таким образом, если какой-то части проводника фотоактивное освещение создает одинаковое число электронов и дырок, то диффузия этих носителей будет происходить с разной скоростью, в результате чего в кристалле возникает э.д.с. (1). 14.1.3. Фотопьезоэлектрический эффект. Обеспечить различие подвижности фотоэлектронов и фотодырок в полупроводнике можно каким-либо внешним воздействием. Так, при одностороннем сжатии освещенного полупроводника на грани кристалла, перпендикулярно направлению сжатия, возникает э.д.с., знак которой зависит от направления сжатия и направления светового потока, а величина пропорциональна давлению и интенсивности света. Эффект возникает из-за того, что подвижности разноименных носителей тока, обусловленных внутренним фотоэффектом, при упругой деформации кристалла становятся не одинаковыми по отношению к различным направлениям (3). 14.1.4. Эффект Кикоина-Носкова (фотомагнитный эффект).
Суть эффекта состоит в возникновении электрическго поля в полупроводнике при перемещении его в магнитное поле и одновременном освещении светом, в составе которого имеются сектральные линии, сильно поглощаемые полупроводником. При этом возникшее электрическое поле перпендикулярно магнитному полю и направлению светового потока. Величина света магнитной э.д.с. пропорциональна магнитной индукции и интенсивности светового потока. Эта пропорциональность нарушается при брльших освещенностях, когда происходят "насыщения". Механизм эффекта таков: В результате внутреннего фотоэффекта вблизи освещенной поверхности полупроводника в избытке образуются электроны и дырки, которые диффудируют вглубь кристалла. Продольный диффузионный ток под действием поперечного магнитного поля отклоняется и расщепляется, что приводит к возникновению поперечной э.д.с. 14.2. Фотохимические явления. Виды воздействия светового излучения на вещество весьма разнообразны. В частности, под действием света могут происходить реакции химических превращений веществ (фотохимическая реакция). Одни из этих реакций приводя к образованию сложных молекул из простых (например, образование хлористого водорода при освещении смеси водорода и хлора), другие - к разложению молекул на составные части (например, фотохимеческое разложение бромистого серебра с выделением металлического серебра и брома), в результате третьих молекула не изменяет своего состава, изменяется лишь ее пространственная конфигурация, приводящая к изменению ее свойств (возникают тереоизомеры). Фотохимические процессы вызываются только поглащаемым светом, действующим на движение валентных электронов в атомах и молекулах. В основе таких процессов лежит явление фотоэффекта. Многие фотохимические превращения идут в два этапа. Первичный процесс характеризуется изменением молекулы под действием поглощенного ею кванта света - это собственно фотохимическая реакция. Во всех вторичных процессах мы имеем дело с сугубо химическими реакциями продуктов первичных реакций. Так при образовании хлористого водорода первичным является лишь расщепление молекулы хлора, поглотившей квант света, на атомарный хлор, который далее через день вторичных химических реакций приводит к образованию конечного продукта. Для первичных процессов справедлив закон эквивалентности. Каждому поглощенному кванту света соответствует превращение одной поглотившей свет молекулы. В общем случае количество химически прореагировавшего вещества пропорционально поглощенному световому потоку и времени его воздействия. Величина коэффициента пропорциональности определяется природой вторичных процессов. Фотохимическую реакцию может вызвать лишь излучение, энергия кванта которого больше энергии активации молекулы. Этим обьясняется повышение фотохимеческой активности ультрафиолетового излучения. Следует отметить, что фотохимеческими процессами обьясняются многие природные явления, такие как синтез углеводов листьв в листьях растений или чувствительность глаза к световому излучению. Фотохимическая реакция разложения бромистого серебра (и других его коллоидных солей) использована для получения фотографических изображений. Изображение представляет собой локальные почернения фотоматериала из-за выделившихся под действием отраженного от обьекта света частичек серебра. 14.2.1. К фотохимическим явлениям относится и так называемый фотохромный эффект, который состоит в следующем. Некоторые химические вещества обычно со сложным строением молекулы, изменяют свою
окраску под действием видимого или ультрафиолетового излучения. В отличии от обычного выцветания красок этот эффект обратим. Первоначальная окраска или отсутствие таковой восстанавливается через некоторое время в темноте, под действием излучения другой частоты или при нагревании. Но наведенную окраску можно и сохранить сколь угодно долго, если охладить фотохромное вещество или обработать его некоторыми газами, фотохромизм восстанавливается при соответсвующей вторичной обработке. Скорость окрашивания и интенсивность окраски зависят не только от структуры молекул самого фотохромного соединения, но и от среды в которую оно может быть введено (стекло, керамика, жидкость, пластмасса, ткань и др.). Многие фотохромные вещества при облучении интенсивным светом могут темнеть, причем их "быстродействие" достигает несколько микросекунд. Это позволяет использовать фотохромные тела как светохатворы для защиты глаз или светочувствительных приборов от неожиданной вспышки мощного излучения. Есть возможность использовать их как регуляторы светопропускания в зависимости от интенсивности света. Фирма "Корнинг Гласс" выпустила светозащитные очки с фотохромными стеклами, изменяющими степень светопропускания в зависимости от интенсивности потока ультрафиолетовых лучей. А.с.267 967: Устройство для представления информации в трехмерной форме, отличающееся тем, что с целью улучшения стереоскопического восприятия трехмерных изображений и упрощения устройства оно содержит три параллельных ряда плоских панелей, на противоположных концах которых нанесены изготовленные из фотохромного материала активные зоны одна из которых служит для просмотра изображения, а другая - для обработки информации, причем все панели установлены на разной высоте на трех осях вращения, сдвинутых относительно друг друга на 120 градусов. 2. Устройство по пункту 1, отличающееся тем, что над каждой из фотохромных информационных панелей в зоне, противоположной зоне просмотра, установлена матричная излучающая панель. 3. Устройство по пункту 1, отличающееся тем, что к каждой из панелей подведена линейка волоконных световодов связанных с источником импульсов излучения активизирующего фотохромный материал. Патент США 3 558 802: Устойчивое фотохромное воспроизводящее устройство, предназначенном для работы с плекой покрытой фотохромным материалом, содежащим сахарин, имеется центральная камера, в которой находится электроннолучевая трубка. На нормальной прозрачной пленке образубтся непрозрачные участки обратимого изображения соответствующего изображению на экране электронно-лучевой трубки. При обработки пленки двуокисью серы, находящейся в газообразном состоянии, проэкспонированные участки фотохромного материала остаются непрозрачными. После этого газ откачивается и камеру подается тепловое излучение, обращающее те обработанные газообразной двуокисью серы участки, которые были прозрачными во время экспонирования. Участки пленки, временно сделавшиеся не прозрачными под воздействием изображения, проявляющегося на экране электронно-лучевой трубки, постоянно фиксируются. В состав конструкции устройства входит камера для ввода пленки и камера для вывода пленки , связанные с вакуумной откачивающей системой. Выходящая из центральной камеры двуокись серы в газообразном состоянии засасывается вакуумной откачной системой и не попадает в атмосферу. 14.2.2. В основе фотохимических процессов лежит взаимодействие излучения с электронами вещества. Это преполагает наличие возможности управлять ходом фотохимической реакции воздействие электрического поля. Возможно, что природа недавно открытого фотоэлектрического эффекта обьясняется стимуляцией фотохромного эффекта электрическим полем. Эффект состоит в следующем: На тонкую прозрачную пластину керамики с включением железа, свинца лантана,
цикония и титана, помещенную в постоянное электрическое поле, перпендикулярное ее поверхности, проектируют негативное изображение видимых и ультрафиолетовых лучах. При этом в пластине появляется видимое позитивное изображение здесь наблюдается интересная особенность: При изменении направления поля на обратное, изображение из позитивного становится негативным. Изображение устойчиво и стирается лишь при равномерном облучении ультрафиолетовыми лучами с одновременной переполюсовкой поля. Американские специалисты открывшие этот эффект предполагают его использовать в утройствах для хранения визуальной информации. Л И Т Е Р А Т У Р А к 14.1.1. С.Ю.Лукьянов, Фотоэлементы, М-Л, 1968. 2. С.Таланский, Революция в оптике, М.,"Мир",1971. 3. А.В.Соколов, Оптические свойства металлов, М.,1961. 4. А.Н.Арсеньевагейль,Внешний фотоэффект с полупроводников и диэлектриков, М.,1957. 5. Р.Бьюб,Фотопроводимость твердых тел,М.,1962. 6. С.М.Рывкин, Фотоэлктрические явления в полупроводниках, М.,1963. 7. А.М.Васильев и др., Полупроводниковые преобразователи, М.,"Соврадио",1971. к 14.2.1. Г.С.Ландсберг,"Оптика", М.,"Наука",1976. 2. Б.Баршевский,Квантовооптические явления, М., "Высшая школа",1968. 3. Фотоферроэлектрический эффект,"Техника молодежи"-5, 1977. 15. ЛЮМИНИСЦЕНЦИЯ. Люминесценцией называется излучение, избыточное над тепловым излучением тела, и имеющее длительность, прерывающую период световых колебаний. Люминесценция возникает при возбуждении вещества за счет притока энергии, и в отличии от других видов "холодного" свечения (например, излучение Вавилова-Черникова), продолжается в течении некоторого времени после прекращения возбуждения (1,2). О продолжительности после свечения выделют флуоресценцию (менее 10 сек.) и фосборесценцию; последнее продолжается в заметный промежуток времени после снятия возбуждения (от 10 сек. до нескольких часов). Способность люминесцировать обладает большая группа, газообразных, жидких и твердых веществ, как органических так и неорганических (люминофоров). Характер процесса люминесценции существенным образом зависит от агрегатного состояния вещества и типа возбуждения. Люминофоры являются своеобразными преобразователями энергии из одного вида в другой; на входе это может быть энергия электромагнитного излучения, энергия ускореннго отока частиц, энергия химических реакций или механическая энергия, - любой вид энергии, кроме тепловой, на выходе - световое излучение. Отдельные атомы и молекулы люминофора, поглощая один из этих видов энергии, возбуждаются, т.е. перходя на более высокие энергетические уровни по сравнению с павновесным состоянием, и затем самопроизвольно совершают обратный переход излучая избыток энергии ввиде света. Способ возбуждения лежит в основе классификации различных видов Люминесценции. 15.1. Люминесценции, возбуждаемая электромагнитным излучением. 15.1.1. Фотолюминесценция - свечение возникающее при поглощении люминофором ИК, видимого или УФ-излучения. Спектр поглощения и излучения люминофоров связаны правилом Стокса-Люмиаля, согласно которому максимум спектра излучения смещен по отношению к максимуму спектра поглощения в сторону длинных волн (например, при облучении ультрафиолетом люминофор излучает видимый свет). А.с. 331 271: Способ контроля геометричности сварных изделий с помощью люминофора, при котором изделие направляют ультрафиолетовые лучи и судят о герметичности по свечению люминофора, отличающийся тем, что с целью повышения производительности путем
осуществлениЯ контроля непосредственно в процессе сварки, люминоформную суспензию наносят на внутреннюю поверхность свариваемых деталей перед сваркой, а в качестве источника УФ-лучей используют сварочную дугу. А.с. : Способ количественного определения горечи (кукурбитационов) в огурцах, включиющий взятие образцов экстрогирование спиртом и определение кукурбитационов, отличающееся тем, что с целью ускорения процесса, экстракт облучают ультрафиоетовым светом измеряют интенсивность вторичного свечения и количество кукурбитационов, определяют по показаниям прибора и калибровочному графику. Наиболее широко фотоЛюминесценция применяется в лампах дневного света. В них свечение люминофора происходит под действием ультрафиолета, которым богато излучение газоразрядной части лампы ( в связи с наличием паров ртути). 15.1.2. Однако есть исключение из правила Стокса-Люмеля это так называемые, антистоксовские люминофоры, которые при возбуждении в ИК-области спектра излучают в видимой области. Применение этих люминофоров связано с преобразованием ИКизлучения в видимое например, для визуализации излучения ИК-лазеров, для создания лазеров видимого диапазона с ИКнакачкой, а светодиодов. 15.1.3. РентгеноЛюминесценция. Специфика возбуждения рентгеновскими лучами, по сравнению с фотовзбуждением, состоит в том, что на люминофор воздействуют фотоны со значительно большей энергией. При этом свечение люминофора вызывается не непосредственым действием самих рентгеновских лучей, в воздействием электронов, выраваемых из основы люминофора рентгеновскими лучами. Вследствие этого ретгеноЛюминесценция имеет многие общие черты с катодоЛюминесценцией (3). Основное применение - в экранах для рентгеноскопии и рентгенографии. 15.2. Люминесценция, возбуждаемая корпусным излучением. 15.2.1. КатодоЛюминесценция - возбуждается воздействием на люминофор потока электронов. Основное применение - визуализация электронного изображения на экранах телескопов телевизоров, осцилографов и других подобных приборов, а также электроннооптических преобразователей (3). 15.2.2. ИоноЛюминесценция - свечение возникающее при бомбардировке люминофора пучком ионов. При ионоЛюминесценции, также как при катодоЛюминесценци, энергия возбуждения поглощается в тонком приповерхностном слое люминофора, поэтому здесь оказывает состояние поверхности, в частности, хемосороция различных газов (см."Сороция")(3,4). 15.2.3. РадиоЛюминесценция. Для создания самосветящихся красок постоянного действия, не нуждающихся в поточниках внешнего возбуждения, в люминофор вводят радиоактивные изотопы продукты распада которых (например, альфа и бетта частиц) возбуждают в нем свечение. Время в течении которого люминофор излучает свет, определяется периодом полураспада изотопа (десятки лет). РадиоЛюминесценция все более широко применяется в дозиметрии радиоактивных излучений (3). 15.3. Люминесценция, возбуждаемая электрическим полем (5). 15.3.1. ЭлектроЛюминесценция (эффект Дестрио). Многие кристаллические порошкообразные люминофоры, помещенные в конденсатор, питаемый переменным напряжением 100-220 В. с частотой 400-3000 Гц. начинают интенсивно Люминесцировать. Спектральный состав и интенсивность излучения существенно зависят от частоты возбуждения. Некоторые люминофоры излучают и при возбуждении постоянным электрическим полем (5). А.с. 320710: Система для измерения распределения давления на поверхности модели летательного аппарата, содержащая чувствительный э.лемент, оптическое сканирующее
устройство и фотоэлектрический регистратор, отличающийся тем, что с целью обеспечения возможности непрерывного измерения профиля давления на исследуемой поверхности вдоль заданной линии, в ней чувствительный элемент выполнен ввиде электролюминесцентного конденсатора, одна обкладка которого образована поверхностью металлической модели, а другая - прозрачным электропроводящим слоем, между которыми нанесен электролюминесциновый слой и слой диэлектрика, диэлектрическая проницаемость которого зависит от давления, например, слой эпоксидной смолы. Основная область применения электролюминесценсии - индикаторные устройства, подсветка шкал, преобразователи изображения. Применение электролюминофоров считают перспективным для создания телевизионных экранов. 15.3.2. Инжекционная электролюминесценция (эффект Лосева). Свечение возникает под действием зарядов, инжектируемых в полупроводниковые кристаллы. При пропускании тока через полупроводниковый диод в области перехода инжектируются избыточные носители тока (электроны и дырки), рекомендация которых сопровождается оптическим излучением (3). Широкое применение основанных на этом эффекте светодиодов обусловленно следующими их особенностями: высокая надежность (срок службы 10 в шестой степени часов), малое энергопотребление (1,5-30 В, 10 мА), малая инерционность (10 в минус девятой степени сек.), высокая яркость свечения в зеленой, красной и инфракрасной областях спектра. А.с. 245 892: Устройство для регистрации электрических сигналов на фотопленку, содержащее источник электрических сигналов, измерительный механизм и механизм протягивания пленки, отличающийся тем, что с целью повышения надежности и упрощения конструкции, в нем измерительный механизм выполнен ввиде полупроводникового электролюминесцентного преобразователя, состоящего из кристалла полупроводника с широкой запрещенной зоной, содержащего p-n-переход и контакты с выводами, служащими для пропускания тока электролюминесценции и тока управления площадью свечения. 15.4. Люминесценция возбуждаемая за счет энергии химических реакций, называется хемилюсценцией (4). Этим видом люминесценции обьясняется свечение гнилушек, светлячков, многих глубоководных рыб. Хемилюсценция использована фирмой "Ремингтон Армс" для создания лампы, в которой свечение возникает при воздействии кислорода воздуха на некоторые химически активные вещества. 15.4.1. Частным случаем хемилюсценции является радиокалолюминесценция - излучение вещества-катализатора при адсорбции и рекомендации на его поверхность свободных атомов или радикалов в молекулы (см."Сорбция") США патент 3 659 100: Способ анализа загрязнения атмосферы окисями азота и серы основанный люминесценции между люминофором и перикисью водорода. В качестве люминофора используется 5-амино-2,3 дигидро-4-фтолозин-диол. 15.4.2. Если источником радикала служит пламя, то свечение называют кандолюминесценцией. Для возникновения кандолюминесценции необходим контакт пламени с люминофором, при этом он не должен сильно нагреваться. 15.5. Источником возбуждения люминесценции может служить и механическая энергия. Такой процесс называют механо или триболюминесценцией. Чаще всего возникает при трении или ударе двух тел, сопровождающихся их разрушением (так сахар при раскалывании иногда светится) А.с. 275 497: Способ излучения структурных превращений полимерных материалов по интенсивности и характеру люминесценции, отличающийся тем,что с целью упрощения и повышения точности, оценивают интенсивность и характер механолюминесценции,
возбуждаемой при механической деформации и разрушении полимерных материалов. 15.6. Радиотермолюминесценция (РТЛ). Оказалось, что если сильно охлажденный образец вещества преварительно облученный гамма-лучами, альфа-частицами или электронами, постепенно нагревать, то он начинает интенсивно светиться.Практически все вещества могут таким образом "накапливать" в себе свет и долго сохранять его. И лишь при нагреве свет как бы "оттаивает", начинается рекомбинация "замороженных" электронов, сопровождаемая световым излучением. Цвет свечения постепенно меняется, изменяется также и его интенсивность. При этом пики интенсивности соответствуют температурам структурных переходов, что особенно заметно у различных полимеров. Даже незначительные изменения структуры вещества: повышение степени кристалличности, изменение взаимного расположения макромолекул, существенно влияют на характер свечения. РТЛ весьма чувствительна к механическим напряжениям в полимере. (см.18.7). Все это позволило создать на основе РТЛ простые и точные методики анализа структуры, излучения степени однородности смесей, исследования деформационных свойств и других характеристик полимеров, причем для анализа достаточно образца весов в сотые доли милиграмма. 15.7. Интересной особенностью люминесценции, возбуждаемой каким-либо источником энергии, является усиление свечения при воздействии другого источника энергии. Происходит так называемая стимуляция люминесценции. Стимулирующие воздействия могут оказывать изменения температуры, видимое, ИК и УФ-излучение, электрическое поле, присутствие некоторых газов и т.д. Стимуляция люминесценции электрическим полем называется эффектом Гуддена-Поля. (6). А.с. 286 100: Способ получения изображения, состоящий в том, что люминесценный экран равномерно облучают ультрафиолетовым светом, проектируют на экран изображение в инфракрасном свете, фиксируют свечение экрана на светочувствительном материале, отличающийся тем, что с целью расширения области чувствительности, одновременно с облучением ультрафиолетовым светом прикладывают к экрану электрическое поле, и после проектирования изображения подают переменное напряжение на экран, причем люминофор, из которого изготовлен экран, должен обладать эффектом Гуддена-Поля. 15.8. Факторы, стимулирующие люминесценцию, при определенных условиях могут дать обратный эффект, т.е. уменьшить интенсивность свечения или совсем прекратить его. Это явление называют уменьшением люминесценции. Повышение температуры, изменение влажности, ИКоблучение, электрическое поле, изменение внешнего давления, наличие некоторых газов - все эти факторы могут привести к тушению люминесценции. Так, например, присутствие кислорода, бензохинона или йода уменьшает интенсивность фотолюминесценции, в тоже время как присутствие молекул воды увеличивает ее; наличие электрического поля, перпендикулярного поверхности люминофора, тушит радикалолюминесценцию, изменение же направления поля на обратное усиливает свечение (3),(4). А.с. 510 186: Способ выделения жизнесопособных семян растений, включающий отбор семян по люминесценции, отличающийся тем, что с целью сохранения целостности семян, их обрабатывают ослабляющими люминесценцию веществами, выбранными из группы, включающей и с последующим отбором семян, имеющих пониженную интенсивность свечения. Великобритания, акц. заявка 1 327 839: Прибор для непрерывного определения концентрации кислорода или кислородосодержащих соединений в потоке газа. Определение осоновано на способности указанных веществ гасить фотолюминесценцию, например, плена или овалена. 15.9. Поляризация люминесценции. Излучение люминесценции при некоторых условиях может быть поляризованным (обычно это линейная поляризация, очень редко - циркулярная).
(см."Поляризация", "Анизотропия и свет"). Для поляризации люминесценции необходимо, чтобы люминофор обладал либо собственной, либо наведенной анизотропией. Поляризованные люминофоры получаются при механических растяжениях полимерных пленок, "Пропитанных" анизотропными люминосцензирующими молекулами. Искуственную ориентацию таких молекул можно вызвать также с помощью сильных электричеких и магнитных полей или же в потоке жидкости (аналогично эффекту Маховелла). В случае фотолюминесценции ее поляризация обнаруживается при возбуждении поляризованным светом. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Люминесценция, в книге "Физический энцеклопидический сло варь" т.3,М.,1963. 2. С.И.Вавилов, О "горячем" и "холодном" свете, М., "Знание",1959. 3. В.А.Соколов, А.Н.Горбань, Люминесценция и адсорбция, М., "Наука",1963. 4. Неорганические люминофоры, Л.,"Химия", 1975. 5. И.К.Верищагин, Электролюминесценция кристалов, М., "Наука", 1974. 6. П.Ребань, Люминесценциям издание Тартусского университета, 1968. 7. А.с. 179072, 180859, 181823, 186366, 187080, 227805, 232500, 232548, 234710, 256332, 257052, 274486, 276495, 280979, 288482, 340966, 512452, 525910, 526072. США патенты 3261979, 3561271, 3562525, 3566114. 16. АНИЗОТРОПИЯ И СВЕТ. Превращение естественного света в поляризованный и изменение типа поляризации (см."Поляризация") при различных оптических явлениях почти всегда связаны с оптической анизотропией вещества, т.е. с различием оптических свойств по различным направлениям. Оптическая анизотропия является следствием анизотропии структуры и вещества. Создавать или менять анизотропию структуры и вещества можно воздействием самых различных факторов (деформация, электрическое поле и т.д.). Этим и обьясняется разнообразие эффектов, так или иначе влияющих на поляризацию светового излучения. В ряде таких эффектов поляризация света происходит без дополнительного воздействия на вещество. Так, например, естественный свет, отраженный под углом Брюстера, полностью линейно поляризованный (см."Отражение и преломление"), а правоциркулярно-поляризованный свет при перпендикулярном отражении от стеклянной пластинки превращается в левоциркулярно-поляризованный. 16.1. На границе анизотропных прозрачных тел (в первую очередь кристаллов) свет испытывает двойное лучепреломление т. е. расцепляется на два взаимно-перпендикулярно поляризованных луча, имеющие различные скорости распространения в среде обыкновенный и необыкновенный. Первый из них поляризован перпендикулярно оптической оси кристалла и распространяется в нем как в изотропной среде. Второй луч поляризован в главной плоскости кристалла и испытывает на себе все "превратности анизотропии". Так его коэффицент преломления изменяется с направлением, он преломляется даже при нормальном падении на кристалл. Так происходит двулучепреломление в одноосных кристаллах. В случае двуосных кристаллов картина расщепления несколько сложнее (1-3,6,7,). Эффект двойного преломления положен Николем в основу изобретенной им поляризационной призмы. Он использовал различие показателей преломления обыкновенного и необыкновенного лучей, создав для одного из них условия полного внутреннего отражения, после которого этот луч, изменив свое направление, поглощается зачерненной боковой гранью призмы. Другой луч полного внутреннего отражения не испытывает и проходит сквозь призму, а так как это полностью поляризованный луч, то на выходе призмы получается полностью линейно-поляризованный свет. 16.2. Механо-оптические явления. Здесь рассматривается ряд эффектов, приводящих к возникновению оптической анизотропии под действием механических сил.
16.2.1. Фотоупругость - так называется возникновение в изотропных прозрачных твердых телах оптической анизотропии и связанного с ней двойного лучепреломления под действием механических нагрузок, создающих в твердых телах деформации. При пропускании луча света через такое , пре, тело возникает два луча и различной поляризации,интерференция между которыми приводит к образованию интерференционной картины, вид кот позволяет судить о величинах и распределении напряжений в теле или же об изменениях структуры вещества. Поскольку оптичеспия обусловлена именно нарушениями первоначальной изотропной структуры вещества, то эффект фотоупругости позволяет визуализировать как упругие деформации, так и остаточные, а это значит , что о деформациях и нагрузках можно судить и после снятия этих нагрузок. Фотоупругость наблюдается и в кристаллах, т.е. в веществах , уже обладающие анизотропией свойства. При этом изменяется характер анизотропии: например, в одноосном кристалле может возникнуть двойное преломление в направлении его оптической оси,вдоль которой он первоначально изотропен. Эффект фотоупругости - один из самых тонких методов изучения структуры и внутренних напряжений в твердых телах (4) А.С. N.249025: Способ оценки распределения контактных напряжений по величине деформации пластичной прокладки, располагаемой в зоне контакта между соприкасающимися поверхностями, отличающийся тем,что с целью повышения точности,в качестве пластичной прокладки используют пленку из оптически чувствительного материала, которую затем просвечивают поляризованным светом в направлении действия контактных сил и по картине полос судят о распределении контактных напряжений. А.С. N.226811 Франция,заявка N.2189705 Япония,заявка N.49-16676. США. патент N.3800594 16.2.2. Э ф ф е к т М а к с в е л л а . Так называют возникновение оптической анизотропии (двойного лучепреломления) в потоке жидкости. Этот эффект обусловлен двумя причинами: преимущественно ориентации частиц жидкости или растворенного в ней вещества (полной ориентации мешает броуновское движение)и их деформацией, которые возникают под действием гидродинамических сил при относительном смещении прилежащих слоев жидкости, т.е. при наличии градиента скорости по сечению потока.В основном возникновение градиента скоростей в потоке определяется тормозящим воздействием стенок (например,трубы). Относительная роль ориентации и деформации частиц различна в различных жидкостях и зависит от свойств и структуры молекул: в случае длинных анизотропных частиц и молекул основную роль играет ориентация, для глобулярных изотропных - больший вклад дает информация,т.к. ориентация таких частиц в потоке незначительна.По сути дела,эффект Максвелла - это вариант эффекта фотоупругости для жидкостей. Отсутствие в жидкости напряжений упругой деформации компенсируется ее "динамизацией" ,приведением ее в движение,что создает деформацию отдельных молекул. Величина эффекта Максвелла зависит, в частности от формы и размеров частиц,что позволяет использовать его для измерения этих величин. (5) Практическое применение эффекта в основном лежит, в области тонких иследований фиологических объектов,таких,как определение размеров ряда вирусов,изучение структуры многих белковых молекул и др. 16.3. Электрооптические явления. Так называют явления связанные прохождением света через среды, помещенные в электрическом поле. 16.3.1. Электрооптический эффект Керра. Многие изотропные вещества, помещенные в электрическое поле, приобретают свойства
одноосных кристаллов, т.е. обнаруживают оптическую анизотропию, приводящую к двойному лучепреломлению света, проходящего через вещество перендикулярно направлению поля. При этом величина двойного лучепреломления пропорциональна квадрату напряженности поля и ее знак не меняется при изменении направления поля на обратное. (другие названия эффекта: квадратичный электрооптический эффект, поперечный эл. опт. эффект). Величина эффекта зависит от вещества, его температуры и длины волны света. В газах эффект Керра мал, а в жидкостях его величина гораздо больше. Аномально сильно он проявляется в нитробензоле и подобных ему жидкостях. Наиболее часто указанный эффект реализуется в т.н.электрооптических затворах Керра. Прозрачную кювету с электродами для создания поля, заполненную нитробензолом, помещают между скрещенными поляризатором и анализатором таким образом, что направление поля составляет угол 45 градусов с их главными плоскостями поляризации. Если поле отсутствует, такое устройство не прозрачно для света. При наложении поля, линейно поляризованный свет при прохождении через кювету расцепляется на два перепендикулярно поляризованных луча, имеющих в пределах кюветы различные скорости распространения. При этом между ними возникает разность фаз, что приводит к эллиптической поляризации света, вышедшего из кюветы. При этом часть его проходит через анализатор. Затвор открыт (6). Высокая скорсть срабатывания такого затвора (10 в минус 11 степени сек.) обусловило его применением в исследованиях быстропротекающих процессов и для высокочастотной (до 10 в 9 степени Гц) модуляция оптических сигналов. Применение эффекта дает хорошие результаты и в том случае, когда требуется безинерционное пространственная модуляция света (отклонение луча, его расщепление и т.п.). Взаимосвязь через эффект Керра двух полей - электрического и оптического позволяет применять его для дистанционного измерения электрических величин оптическими методами. Еще два примера применения эффекта Керра: А.с. 235 350: Оптическая система с управляемым фокусным расстоянием, отличающийся тем, что с целью безинерционного изменения фокусного расстояния она выполнена ввиде цилиндрического рабочего тела из вещества, обладающего электрооптическим эффектом, помещенного внутрь, например, шестипольного конденсатора, электрическое поле которого создает такое распределение показателя преломления в веществе рабочего тела, что падающий на его торец параллельный пучек света собирается в фокусе, положение которого на оси системы зависит от приложенного конденсатору напряжения. А.с. 464 792: Устройство для измерения температуры содержащее источник света, пластины из матированного прозрачного материала, пространстве между которыми заполненно жидкостью с близким поастинам показателем преломления и различным по знаку или величине температурным коэффициентом показателя преломления, отличающееся тем, что с целью расширения диапазона измерений, в него введены, прозрачные электроды, выполненные, например, на основе пленок окиси олова, нанесенные снаружи на плстины, подключенные к истичнику питания, а в качестве жидкости заполняющей пространство между пластинами использован нитробензол. Значительным квадратинным электрооптическим эффектом обладают и некоторые кристаллы (КТ Ват ) А.с. 497 547: Способ углового отклонения светового луча, преломленного на границе раздела двух сред путем изменения показателя преломления одной или обеих сред с использованием электрооптического эффекта, отличающийся тем, что с целью управления углом отклонения, достижения при малой инерционности и быстродействия плоско-поляризованный луч света направляют на крисчталлы, которые размещают в переменном по знаку и величине
электростатическом поле т ориентируют таким образом, что главные оси сечений их оптических индикаторисс нормальными к лучу плоскостными совпадают с направлениями колебаний поляризованного света и изменяются на разные по знаку величины при наложении электростатического поля на оба кристалла. Эффект Керра, вызванный электрическим полем световой волны называется высокочастотным. Он проявляется в том, что для мощного излучения показатель преломления жидкости зависит от интенсивности света т.е. среда становится нелинейной, что для интенсивных лазерных пучков приводит к самофокусировке (см. эффекты нелинейной оптики)(6). 16.3.2. ЭФФЕКТ ПОККЕЛЬСА. Возникновение двойного лучепреломления в кристалле при наложении электрического поля в направлении распространения света называется эффектом Поккальса. При этом величина разности фаз расщепленных лучей пропорциональна первой степени напряженности поля (линейный электрооптический эффект, а также продольный электрооптический эффект). Наиболее ярко эффект реализуется в кристалле дигидрофосфата калия (КДР). Эффект Поккельса по сравнению с эффектом Керра имеет меньшую зависимость от температуры. Применение этих эффектов аналогичны (затворы вращатели плоскости поляризации, индикаторы электрического поля, модуляторы света). А.с. 440 606: Оптико-электронное устройство для измерения мощности, содержащее монохротический источник излучения, магнитооптическую ячейку Фарадея с поляризатором и анализатором, фотоприемник и усилитель с нагрузкой в выходной цепи, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения, оно снабжено последовательной цепочкой элементов состоящей из четвертьволновой пластины, электрооптической ячейки Поккельса и дополниельного анализатора, установленной между анализатором ячейки Фарадея и фотоприемником. А.с. 398 153: Модулятор света, включающий в полупроводниковую структуру генерирующую в домены сильного поля, боковая поверхность или часть боковой поверхности, которая покрыта диэлектриком, отличающийся тем, что с целью расширения частотного диапазона модулируемого излучения, уменьшение потерь и увеличение коэффициента модуляции, диэлектрическое покрытие выполнено из материала с константой электрооптического эффекта большей, чем у материала полупроводниковой структуры. 16.4. Магнитооптические явления. К ним относят группу явлений, связанных с прохождением электромагнитного излучения через вещества помещенные в магнитном поле. 16.4.1. Эффект Фарадея. Если линейно-поляризованный свет проходит через вещество помещенное в магнитное поле, вектор напряженности которого совпадает с напряжением распространения света, то плоскость поляризации света поварачивается на некоторый угол. Этот угол пропорционален длине пути света в веществе и напряженности поля, и обратно пропорционален квадрату длины волны. Зависит он от свойств вещества. Так, он сильно изменяется вблизи линий поглощения данного вещества. особенно сильный эффект наблюдается в тонких прозрачных пленках железа, никеля и кобальта. При прохождении света в прямом и обратном направлении углы поворота вследствии эффекта Фарадея не компенсируются, а суммируются, в отличии от естественного вращения поляризации в некоторых веществах. Диамагнетики в магнитном поле всегда обнаруживают положительное вращения (т.е. вращение по часовой стрелке, если смотреть по направлению поля), пара и ферромагнетики - отрицательные. А.с. 491 916: Позиционно-чувствительный датчик с магнитооптической модуляцией, содержащий поляризатор, анализатор и ячейку Фарадея, отличающийся тем, что с целью повышения
чевствительности, магнитооптический активный элемент ячейки Фарадея выполнен из составных двух частей, например, призм с противоположным по знаку постоянными Верде, расположенных в симметрично относительно оптической оси системы. Природа эффекта обьясняется различным влиянием магнитного поля на скорость распространения в веществе првоциркулярно и левоциркулярно поляризованных световых волн, в результате чего между ними накапливается разность фаз, приводящая при их сложении к возникновению волн с повернутой плоскостью поляризации (8). Как обычно, возможные применения вытекают из физической сущности эффекта;управление поворотом плоскости поляризации с помощью магнитного поля или же измерение магнитных полей по углу поворота плоскости поляризации. А.с. 412 698: Оптический квантовый генератор, содержащий задающи генератор, оптический квантовый усилитель и установленные между ними согласующее устройство, отличающеесятем, что с целью улучшения однородности пучка без уменьшения его мощности, согласующее устройство выполнено ввиде расположенного между двумя поляризаторами элемента, обладающего измеряющейся по радиусу вращательной способностью. 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестые названного элемента использован вращатель Фарадея, выполненный ввиде цилиндра из свинцового стекла установленного в соленоиде. А.с. 479 147: Устройство магнитооптического воспроизведения информации с магнитного носителя, содержащее источник плоскополяризованного света, анализатор, фотоприемник и магнитную головку, отличающееся тем, что с целью повышения чувствительности, его магнитная головка снабжена магнитооптическим кристаллом установленным на участке заднего зазора, расположенным на одной линии между источником плоскополяризованного света и анализатором пучка этого света. Часто эффект Фарадея используют для создания невзаимных элевентов т.е. устройств, пропускающих излучение только в определенном направлении (6). Оптический вентель состоит из двух поляризаторов, скрещенных под углом 45 градусов и элемента Фарадея, помещенного между ними. Элемент расчитан так, что вращая плоскость поляризации света на 45 градусов, и свет проходит через второй поляризатор. Луч, идущий в обратном направлении, вращается в ту же сторону, что и прямой луч и оказывается повернутым на 90 градусов относительно первого поляризатора, и значит не пропускается им. В частноссти такие вентили используют в лазерах бегущей волны и и в оптических усилителях. В СВЧ-технике для создания вентилей, фазовращателей и циркуляторов широко исполуют эффект Фарадея на ферритах, которые практически прозрачны для электромагнитных волн этого диапазона (дици-санти и миллиметровые радиоволны). 16.4.2. Существует и так называемый обратный эффект Фарадея - возникновение в среде магнитного поля под действием мощного циркулярнополяризованного света, вызывающего циркулярное движение электронов (1). 16.4.3. Частным случаем эффекта Фарадея является магнитооптический эффект Керра - при отражении под любым углом, в том числе и по нормали к поверхности, линейнополяризованного света от намагниченного ферромагнитика возникает элептическиполяризованный свет. Фактически, магнитооптический эффект Керра это вращение плоскости поляризации части излучания в тонком поверхностном слое ферромагнитика в магнитном поле. Магнитооптическая установка для автоматической записи магнитных характеристик ферромагнетика, в которой использование магнитооптического эффекта Керра позволяет снимать кривые намагничивания и дистеризиса на учатках поверхности размером 1 мк2. (приборы и техника эксперимента, 1973,нр-5, стр. 215-217)
16.4.4. При распространении света в веществе перпендикулярно магнитному полю возникает двойное лучепреломление, величина которого пропорциональна квадрату напряженности магнитного поля. (ээфект Коттона-Муттона). Наложение сильного магнитного поля ориентирует хаотически расположенные молекулы (если последние имеют постоянный магнитный момент), что и приводит к оптической анизотропии. Этот эффект много слабее, чем электрооптических эффект Керра, а в технике применяется редко. Механизм всех магнитооптических явлений тесно связан с механизмом прямого и обращенного эффекта Зеемана. 16.4.5. Прямой (обращенный) эффект Зеемана состоит в расщеплении спектральных линий испускаемого (поглощаемого) излучения под действием магнитного поля на излучающее (поглощающее)вещество. При этом неполяризованное излучение с частотой направления поля расщепляется на два компанета (линии) с частотами и , первая из которых поляризована по левому кругу, а вторая по правому. В направлении же перпендикулярном поля расщепление имеет такой характер: имеется при линейном-поляризованные компоненты с чатотамти. Крайние компоненты поляризованны перпендикулярно магнитному полю средние же, с неизхменной частотой поляризованна вдоль поля и по интенсивности вдвое привосходит соседние. Величина смещения частоты пропорциональна индукции магнитного поля. Эффект Зеемана обусловлен расщеплением в магнитном поле энергетических уровней атомов или молекул на подурони, между которыми возможны квантовые переходы. ФРГ патент 1 287 836: Кольцевой лазер для определения скорости вращения имеет трубу и отражательные зеркала, которые создают замкнутый оптический контур, включающий ось лазера, а также средства с помощью которых световые лучи обособляются и накладываются, циркулируя в оптическом контуре в противоположных направлениях. Лазер отличается тем, что предусмотрено устройство служащее для воздействия на трубу лазера осевого магнитного поля таким образом, что в соответствие с эффектом Зеемана, создается два луча с противоположной круговой поляризацией. Предусмотрено устройство, которое обеспечивает поступательное движение только одного такого луча в каждом направлении вдоль оптического контура. США патент 3 796 499: Аппарат предназначен для реализации способа определения концентрации парамагнитного материала в газовой смеси. Образец смеси подвергают воздействию магнитного поля средней напряженности и освещают лазерным излучением постоянной частоты. Магнитное поле энергетическими уровнями в парамагнитном материале до величины, соответствующей условию резонансас лазерным излучением. Для количественной корреляции вариации интенсивности лазерного излучения, проходящего через смесь, как функция напряженности магнитного поля используют стандартные процедуры детектирования. В случае окиси азота способ достаточно чувствителен, чтобы обнаруживать концентрации, значительно меньше, чем одна часть на миллион. В заключении отметим, что механизм эффекта Фарадея, по сути дела, обусловлен обращенным эффектом Зеемана. Им же обьсняется избирательное поглощение радиоволн парамагнитными телами, помещенными в магнитное поле (см. "Электронный парамагнитный резонанс") (1,6,7,9). 16.5.Существует ряд явлений,при которых оптическая анизотропия в среде вызывается воздействием из нее энергии светового излучения.Кним относится эффект фотодихроизма,а также поляризация люминесценции. 16.5.1. Дихроизм - это зависимость величины поглощения телами света от его поляризации.Это свойство,в той или иной мере,присуще всем поглощающим свет веществам,обладающим анизотропной структурой.Классический пример такого вещества кристалл турмалина. Он обладает двойным лучепреломлением и, кроме того очень сильно поглощает обыкновенный луч.Поэтому даже из тонкой пластины турмалина естественный свет выходит линейно-
поляризованным.Дихроизм обнаруживает не только кристаллы но и многочисленные некристаллические тела,обладающие естественной или искуственно созданной анизотропией (молекулярные кристаллы,растянутые полимерные пленки,жидкости,ориентированные в потоке и т.д.). Эффект фотодихроизма состоит в возникновении дихроизма в изотропной среде под действием на эту среду поляризованного света. Свет вызывает фотохимические превращания молекул вещества, изменяя коэффициент их поглощения. Поляризованный свет преимущественно взаимодействует с молекулами определе ориентации ,что и приводит к появлению анизотропии поглощения (1) 16.5.2. Естественная оптическая активность.Кроме сред с линейным дихроизмом (т.е. с различным поглощением света,обладающего различной линейной поляризацией) существуют среды,обладающие циркулярным дихроизмом,по разному пог правоциркулярнои левоциркулярно-поляризованный свет. Циркулярным дихроизмом как правило обладают вещества с естейственной оптической активностью Естественной оптической активностью называют способность вещества поворачивать плоскость поляризации прошедшего через него света. Величугла поворота зависит от длины волны света т. е. имеет место вращательная дисперсия. Кроме того, этот угол пропорционален толщине слоя вещества, а для растворов и концентрации. Явление естественной оптической активности используется при определении концентраций различных растворов сахариметрии. Естественная оптическая активность объясняется явлением двойного цирулирного лучепреломления,т.е. расщеплением света на две циркулярно-поляризованные компонентылевую и правую. (следует отметить,что эффект Фарадея объясняется возникновением циркулярного преломления в магнитном поле).Направление вращения плоскости поляризации при естественной оптич. (левостороннее или правостороннее) зависят от пироды вещества. Это связано с существованием веществ в двух зеркальных формах-левой и правой (свойство ассиметрии)(1),(2),(5). 16.6. Поляризация при рассеивании света. Рассеяный на неоднородных средах естественный свет в некоторых направлениях является линейно-поляризованным и, наоборот, линейно-поляризованный свет в некоторых направлениях не рассеивается). В основе этого явления (как и при поляризации света, отраженного под углом Брюстера) лежит природа самой электромагнитной поперечной световой волны (см."Поляризация"), а вовсе не анизотропия и ориентация молекул, что лишь препятствует полной поляризации рассеивания света. Поляризация при рассеивании - единственный метод поляризации рентгеновского излучения (1). Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Н.Д.Жевандров. Анизотропия и оптика. М., "Наука",1974 2. Г.С.Ландсберг, Оптика. М., "Наука", 1976 3. У.Шерклиф, Поляризованный свет. М., "Мир",1965 4. М.Фрахт, Фотоупругость,т.1-2. М.,1950 5. А.Вайсбергер, Физические методы в органической химии, пер. с англ. т.5, М., 1957 6. Квантовая электроника, изд. "Советская энциклопедия", М.,1969 7. Р.Дитчберн,Физическая оптика, пер. с англ.,М.,1965 8. Г.Иос,Курс теоретической физики, "Учпедгиз", М.,1963 9. М.Борн, Атомная физика, пер. с англ., М.,1965 10. А.с. 154680, 178905, 243872, 268819, 391672, 416595, 474724 США патенты 3588214, 3558215, 3558415, 3588223, 3811778 Великобритания, заявка 1354509 ФРГ заявка 2333242 Франция, заявка 22099357 17. ЭФФЕКТЫ НЕЛИНЕЙНОЙ ОПТИКИ. До сих пор мы рассматривали оптические явления в предположении, что интенсивность (вт. см2) световой волны никак не влияет на физику явления. Так оно и было до тех пор, пока в оптике
оперировали со световыми волнами, напряженность электрического поля которых была пренебрежительно мала по сравнению с внутренним электрическим полем (10 в девятой степени в/см), определяющим силы связи оптического электрона с ядром атома. Однако, с появлением лазеров, опыта со световыми пучками, интенсивность которых достигает NNNNN вт.см2,(электрическое поле световой волны соизмерно с внутриатомным, показали, что существует сильная зависимость характера оптических эффектов при достижении некоторых пороговых знаний интенсивности. Оптические эффекты, характер которых зависит от интенсивности излучения называют нелинейными. Далее мы приведем некоторые из них. 17.1. Вынужденное рассеяние света. Случайные изменения плотности среды, обусловленные тепловыми движениями молекул (тепловые акустичекие волны), рассеивают световую волну и модулируют ее по частоте, при этом возникают сателлиты с частотами, равными сумме и разности частот световой волны и тепловых акустичеких колебаний (спонтанное рассеяние Мандельштама-Бриллюэна). Однако отношение интенсивности сателлитов интенсивности падающего излучения составляет лишь 10 в минус шестой степени. При увеличении интенсивности падающего излучения выше порогового значения происходит следующее. Под действием электрического тока из-за явления электрострикации возникают импульсы избыточного давления, достигающие в поле лазерного луча дес. тыс. атмосфер. Возникает акустическая волна давления (гипарзвук, 10 в 10-ой степени Гц), изменяющая показатель преломления по закону бегущей волны. Эти изменения показателя преломления образуют в среде как бы дифракционную решетку, на которой и происходит рассеяние световой волны. При этом интенсивность сателлитов становися сравнимой с интенсивностью падающей волны, а количество их возрастает. Описанный эффект называется вынужденное рассеяние Мандельштама-Бриллюэна. При достаточно больших интенсивностях падающего излучения нелинейная среда стать может генератором звука со световой накачкой. С помощью лазеров удается возбуждать мощные (до 10 квт) гиперзвуковые колебания во многих жидкостях и твердых телах. Свой нелинейный аналог и комбинационное рассеяние (см."Поглощение и рассеяние"). При вынужденном комбинационном рассеянии мощное световое излучение возбуждает в среде когерентные колебания молекул, на которых и происходит его рассеяние с образованием суммарных и разностных сателлитов. Частота наиболее мощного из них меньше частотоы падающего света на частоту молекулярных колебаний. Так, при рассеянии красного излучения лазеров в камере со сжатым водородом, когда интенсивность достигает пороговой величины около 10 в 8-ой степени вт/см2, число компонентв рассеянном излучении настолько возрастает и их интенсивность настолько высока, что, луч, выходящий из газа, из красного становится белым. Аналогичен опыт по ВКР в жидкостях, например, в нитробензоле. Особенность здесь в том, что рассеянные компоненты с различной длиной волны пространственно разделены и образуют на экране цветные кольца. Вынужденное расеяние (ВКР и ВРМБ) применяется, в основном, для последования структуры и свойств вещества, для изучения нелинейных процессов в средах. Используется также для накачки полупроводниковых ОКР, для управления параметрами твердотельных ОКГ. Может использоваться для создания преобразователей частоты мощного когерентного света в ультрафиолетовой, видимой и особено инфракрасной областях спектра 17.2. Генерация оптических гармоник. При рассеянии интенсивного лазерного излучения в жидкостях и кристаллах, помимо описанных выше боковых спектральных компонент, обнаруживаются компоненты с частотами, в точности
кратными частоте падающего излучения (двухкратными, трехкратными и т.д.), называемые оптическими гармониками. В некоторых кристаллах эти гармоники могут составлять до 50% рассеянного излучения. Таким образом, если направить красное излучение рубинового лазера (0,69 мкм) на кристалл дигидросфата калия, то на выходе можно получить невидимое ультрафиолетовое излучение (0,345 мкм). 17.3. Параметрическая генерация света. Поместим нелинейный кристалл в оптический резонатор и направим на него мощное световое излучение накачки. Одновременно подадим на кристалл два слабых излучения с чатотами, сумма которых равна частоте излучения накачки. При этом в кристалле возникает генерация двух мощных когерентных световых волн, частота которых равна частотам этих двух слабых излучений. В действительности же, кроме волны накачки, нет необходимости ни в каких дополнительных излучениях, т.к. в кристалле всегда найдутся два спонтанно излучающих фотона с соответствующими частотами. Существенным является то, что при повороте кристалла в резонаторе, частоты генерируемых волн могут плавно перестраиваться, в сумме оставаясь равными частоте волны накачки. Это позволяет создавать оптические преобразователи, квантовые усилители и генераторы, плавно перекрывающие широкий диапазон излучений от видимого до далекого инфракрасного при фиксированной частоте накачки. ФРГ патент 1 287 229: Преобразователь частоты содержит неинейный электрооптический двоякопреломляющий кристалл, через который когерентный входной световой сигнал пропускается под таким углом к оптичекой оси кристалла, что внутри кристалла возникают два колебания с другими частотами. Эти колебания согласованы между собой и в кристалле модулируются или регулируются по фазе одновременно. Нелинейный кристалл расположен внутри оптического резонатора и подвергается не только электрооптической модуляции, но и регулировке по температуре с целью подстройки частоты. 17.4. Эффект насыщения. Так называют эффект уменьшения интенсивности спектральной линии поглощения (или вынужденного излучения) при увеличении мощности падающего на вещество внешнего электромагнитного излучения. Причиной эффекта насыщения является выравнивание населенности двух уровней энергии, между которыми под действием излучения происходят вынужденные квантовые переходы "вверх" (поглощение) и "вниз" (вынужденное излучение). В случае поглощения при этом уменьшается доля мощности излучения, поглощенного веществом. Абсолютная величина поглощаемой мощности при этом, однако не падает, а увеличивается, стремясь к некоторому пределу. В случае активного вещества с инверсией населенностей эффект эффект насыщения приводит к уменьшению мощности вынужденного излучения, что ставит предел величине усиления в квантовых усилителях. Однако эффекту нашли широкое применение в лазерной технике, где он используется для модуляции добротности оптических резонаторов с помощью просветляющихся под действием мощного излучения светофильтров. Кроме того, эффект насыщения используется для создания инверсии населенностей в трехуровневых квантовых системах. 17.5. Многофотонное поглощение. Если эффект насыщения делает среду, непрозрачную для слабого светового поля, прозрачной для сильного, то для оптически прозрачных сред может иметь место обратная ситуация. Здесь интенсивное излучение может поглощаться гораздо сильнее чем слабое. Некая аналогия фотохромному эффекту, однако механизм совершенно иной. Он состоит в том, что при больших плотностях излучения и элементарном акте взаимодействия света с веществом могут одновременно поглощаться два или несколько фотонов, сумма энергий которых равна энергии перехода.
Эффект многофотонного поглощения используется, в основном, в так называемой многофотонной спектроскопии, дающей дополнительную информацию о строении вещества, недоступную для обычной спектроскопии. 17.5.1. Многофотонный фотоэффект. Эффект состоит в том, что при высокой интенсивности светового поля ионизация атомов может производить под воздействием излучения, для которого энергия кванта меньше энергии ионизации. Это обьясняется тем, что происходит одновременное поглощение нескольких фотонов, сумма энергий которых больше энергии ионизации атомов. Здесь просматривается некая анология с антистоксовской люминесценцией (см."Люминесценция"). Следует отметить, что, например, для двухфотонного фотоэффекта величина тока в фотоэлементе пропорциональна квадрату мощности лазерного излучения. 17.6. Эффект самофокусировки. Известно, что первоначально параллельный пучок света по мере рапространения в среде (включая и вакуум) расплывается за счет дифракционных явлений. Это справедливо при малых интенсивностях света, пока еще среда остается линейной. с увеличением мощности светового пучка его расходимость начинает уменьшаться. При некоторой критической мощности пучок может распространяться, вообще не испытывая расходимости (режим самоканализации), а при мощности, превышающей критическую, пучок скачком сжимается к оси и сходится в точку наа некотором расстоянии от места входа в среду ставшую теперь нелинейной. Происходит пройесс самофокусировки. Это расстояние, называемое эффективной длиной самофокусировки, обратно пропорционально квадратному корню из интенсивности пучка. Оно также зависит от его диаметра и оптических свойств среды. Открытие эффекта самофокусировки пренадлежит Г.А.Аскорьяну (открытие - 67). Физические причины этого эффекта заключаются в изменении показателя преломления среды в сильном световом поле. В это изменение вносит свой вклад также эффекты, как электрострикция, высокочастотный эффект Керра и изменение преломления среды за счет ее нагрева в световом пучке. Вследствии этих эффектов, среда в зоне пучка становится оптически неоднородной; показатель преломления среды определяется теперь распределением интенсивности световой волны. Это приводит к явлению нелинейной рефракции, т.е. переферийные лучи пучка отклоняются к его оси, в зону с большей оптической плотностью. Таким образом нелинейная рефракция начинает конкурировать с дифракционной расходимостью. При взаимной компенсации этих процессов и наступает самоканализация, переходящая в самофокусировку при привышении критической мощности пучка. Процесс самофокусировки выделяется среди прочих нелинейных эффектов тем, что он обладает "лавинным" характером. Действительно, даже малое увеличение интенсивности в некотором участке светового пучка приводит к концентрации лучей в этой области, а следовательно и к дополнительному возрастанию интенсивности, что усиливает нелинейную рефракцию и т.д. Отметим, что критические мощности самофокусировки относительно не велики (для ниробензола - 25 квт, для некоторых сортов оптического стекла - 1 вт), что создает реальные предпосылки использования описанного эффекта для передачи энергии на значительные расстояния. Интересно, что при самофокусировке излучение импульсных лазеров в органических жидкостях пучок после "охлопывания" распространяется не ввиде одного пучка, а распадается на множество короткоживущих (10 в минус 10-ой степени сек.) узких (мкм) областей очень сильного светового поля (около 10 в 7-ой степени в/см) - световых нитей. Это явление обьясняют тем, что при самофокусировке лазерных импульсов нелинейная среда работает как линза с изменяющимися во времени фокусными расстояниями, и быстрое движение фокусов (скорости порядка 10 в 6-ой степени м/сек.) в сочетании с аберрациями "нелинейной линзы" может создать длинные и тонкие
световые каналы. В нелинейной оптике уже обнаружено множество интереснейших эффектов. Кроме описанных выше, к ним относятся такие эффекты как оптическое детектирование, гетеродинирование света, пробой газов мощным излучением с образованием т.н. "лазерной искры", светогидравлический удар, нелинейное отражение света и другие. Некоторые из эффектов уже нашли применение не только в научных исследованиях, но и в промышленности. Так например, светогидравлический удар (см."Гидравлические удары") применяется при штамповке, упрочнения материалов, для ударной сварки и т.д., что наиболее себя оправдывает в производстве микроэлектроники, в условиях особо чистых поверхностей. 17.7. Светогидравлический удар (открытие - 65) Эффект заключается в том, что при пропускании мощного лазерного излучения через жидкость в ней возникают акустические волны с высоким давлением, достигающим миллиона атмосфер, сопровождающиеся вспышкой белого света и выбросом жмдкости на значительные расстояния, при этом тела, помещенные вблизи удара, подвергались сильным деформациям и разрушению. Точной теории эффекта еще нет, однако уже ясно, что это целый комплекс явлений. Здесь и самофокусировка, увеличивающая интенсивность световой волны в малом обьеме, и первоначальное ее поглощение, связанное с ВРМБ (см. 17.1) и усиленное поглощение света образующейся плазмой, что приводит к возникновению ударной волны и затем к авитации в жидкости. Предварительная фокусировка лазерного пучка и введение в жидкость поглощающих добавок значительно усиливают проявления эффекта. 17.8. Нелинейная оптика. Нелинейная оптика - новая и постоянно развивающаяся наука. Многообразие ее эффектов далеко не исчерпано известными ныне. Так, совсем недавно были предсказания теоретически гистеризисные скачки отражения и преломления на границе нелинейной среды - целый класс новых эффектов нелинейной оптики. (Данных об эксперементальном подтверждении их существования пока нет.) Суть эффектов заключается в следующем. Если под небольшим углом скольжения на границу раздела двух сред с близкими значениями диэлектрической проницаемости, одна из которых нелинейна, падает пучок мощного светового излучения, то при изменении интенсивности излучения (угол падения фиксирования), когда она достигает определенного значения, может произойти скачок от прохождения к полному внутреннему отражению, при обратном изменении интенсивности скачок от ПВО к прохождению произойдет уже при другом ее значении. Такие же скачки могут наблюдаться и при изменении угла падения, когда фиксировано значение интенсивности. Если существование этих эффектов подтвердится, то они могут быть широко использованы для исследования нелинейных свойств веществаи в лазерной технике. Так, например, гистеризисная оптическая ячейка может служить идеальным затвором в лазере при генерации гигантских импульсов, т.к. в режиме ПВО практически не поглощает энергии; с помощью гистерезисных эффектов можно будет с большой точностью измерять интенсивность излучения, фиксируя скачки и т.д. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Квантовая электроника, Маленькая энциклопедия, изд. Советс кая энциклопедия, М., 1966. 2. Н.Бломберген, Нелинейная оптика, пер. с англ., М., 1966 3. М.Шуберт, В.Вильгельми, Введение в нелинейную оптику пер. с нем. "Мир", М., 1973. 4. Ф.Цернике, Дж.Мидвинтер, Прикладная нелинейная оптика, пер. с англ., "Мир", М., 1976 5. Ю.П.Конюшая, Открытия и начно-техническая революция, "Мос ковский рабочий", М., 1974 6. Г.А.Аскарьян, ЖЭТФ, 42, 1567, 1962 7. А.Ю.Каплан, Письма в ЖЭТФ, 9, 58, 1969 8. А.К.Каплан, Письма в ЖЭТФ, том 24, вып. 3, 1976
18. ЯВЛЕНИЯ МИКРОМИРА. 18.1. Радиоактивность. Под радиоактивностью обычно понимают самопроизвольное превращение неустойчивых изотопов одного вещества в изотопы другого; при этом происходит испускание элементарных частиц и жесткого электромагнитного излучения. Различают естественную и искуственную радиоактивность. Процессы, происходящие при естественной радиоактивности позволяют судить о структуре и свойствах радиоактивных веществ.В настоящее время все большее значение получают процессы,связанные с искуственной радиоактивностью.Практически все вещества имеют радиоактивные изотопы, поэтому, не изменяя химического строения вещества можно его пометить, сделав часть ядер радиоактивными. Это позволяет с большей точностью следить за перемещением этого вещества или изучать его внутреннюю структуру. А.с. 234 740: Способ определения концентрации пылевых частиц с осаждением этих частиц в осадительном устройстве, отличающийся тем, что с целью расширения диапазонав измерения, в исследуемый газ добавляют радиоактивный газ, например, радон, а после осаждения частиц определяют их радиоактивность по величчине которой судят о концентрации пылевых частиц в газе. А.с. 242 324: Способ ускоренного определения годности защитно-моющих и лекарственных веществ наружного применения, при котором на кожу наносят слой исследуемого вещества, отличающийся тем, что с целью определения времени проникновения вещества сквозь кожу и времени выполнения им барьерных функций, в исследуемое вещество предварительно вводят радиоизотопы, например, йода, фояфора или серы, и проводят радиометрические измерения исследуемого обьекта. 18.2. Рентгеновское и гамма излучения. Рентгеновское излучение, открыто в 1895 году физиком Рентгеном, имеет ту же электромагнитную природу, что гамма излучение испускаемые ядрами атомов радиоактивных элементов, поэтому оба вида изучения подчиняются одинаковым закономерностям при взаимодействии с веществом. Принципиальная разница между двумя этими видами излучения заключения в механизме их возникновения. Рентгеновское излучение - внеядерного происхождения, гамма излучение - продукт распада ядер. 18.2.1. Рентгеновское излучение возникает либо при торможении заряженных частиц (электронов) высокой энергии в веществе (сплошной спектр) (см. 18.4.3. "Тормозное излучение"), либо при высоко-энергетических переходах внутри атома (линейчатый спектр). Недавно установлено, что рентгеновское излучение может также возникать в результате явления адгезолюминесценции, которыая наблюдается при очень быстром отрыве от гладкой поверхности липкой ленты. Такой быстрый отрыв может происходить, например, при быстром качени по металлической поверхности цилиндра, покрытого липкой лентой. В этом случае пленка и металлическая поверхность образуют как бы обкладки микроскопического конденсатора, напряженность поля в котором может достигать сотни тысяч электрон вольт. Электроны, разогнанные в миниконденсаторе, тормозятся, затем в веществе, испуская при этом рентгеновское излучение. 18.2.2. Рентгеновские лучи применяют для просвещения различных веществ с целью выявления скрытых эффектов. При деформации неподвижного микрокристалла, на рентгенограммах наблюдается размытие в определенных направлениях интерференционных пятен (явление астеризма). Появление астеризма обьясняется тем, что монокристалл в процессе деформации разбивается на отдельные участки (фрагменты) размером 1-0,1 мкм. С увеличением деформации монокристалла интерференционные пятна удлиняются. По направлению и степени растяжения пятна можно судить о колличестве размере и форме фрагмента и исследовать
характер протекания деформации. Из других областей применения рентгеновских лучей можно назвать: - рентгеновскую дефектоскопию; занимающеся просвечиванием твердых тел с целью установления размера и места нахождения эффекта внутри материала; - рентгеновскую спектроскопию рентгено-спектральный ана лиз. Основная цель - исследование электронного строения веществ по их рентгеновским спектрам. Области применения исследования химического строения веществ, технологические процессы горнорудной и металлургической промышленности - рентгеновскую микроскопию широко прменяющихся для исследования обьектов непрозрачных для видимого света и электронов (биология,медицина,минералогия,химия, металлургия). А.с. 427 698: Способ измерения моментов инерции неоднородных, несвободных тел, заключающийся в поступательном перемещении исследуемого тела относительно пространственной оси, отличающийся тем, что с целью устранения влияния напряжения мускулатуры исследуемого, поперек оси перемещения исследуемого передвигают источник гамма излучения с детектором, регистрирующим интенсивность прошедшего через равные участки тела гамма излучения. 18.3. Взаимодействие рентгеновского и гамма излучения с веществом происходят посредством трех основных процессов: фотоэлектрического поглощения (фотоэффекта), рассеяния и эффекта образования пар. 18.3.1. Фотоэффект. (см. так же 14.1.1.) При фотоэффекте рентгеновский или гамма-квант передает всю энергию электрону атома. При этом, если электрон получает энергию, большую, чем энергияч связи его в атоме, то он вылетает из атома. Этот электрон называется фотоэлектроном. При потере атомами фотоэлектронов освободившиеся места в электронных оболочках в дальнейшем заполняются электронами с внешних оболочек. Переход электронов на более близкую к ядру оболочку сопровождается испусканием кванта характреристического излучения, которое можно зарегистрировать, например, фотоэммульсией. США патент 3 580 745: Способ и устройство для маркировки банок в контейнере путем облучения чувствительной эммульсией. Перед упаковкой с траспортировочной картонный контейнер, торец каждой банки покрывают чувствительной к облучению эммульсией. Банки, упакованные в контейнер облучают рентгеновскими или гамма- лучами. При этом, покрытие эммульсией торцы банок облучаются через экран с прорезями, имеющими форму маркировочных обозначений (например цены). Таким образом, маркировка упакованных в картонный контейнер банок осуществляется без вскрытия этого контейнера и последующей индивидуальной маркировки каждой банки. При малых энергиях квантов (Е 0,5 Мэв) фотоэлектроны вылетают преимущественно в направлениях, перпендикулярных направлению распространения излучения. Чем выше энергия квантов, тем ближе к их первоначальному направлению движение выбрасываемых фотоэлектронов. Процесс образования фотоэлектронов приводит к ионизации облучаемого вещества, что находит большее применение для интенсификации различных технологических процессов. А.с. 241 010: Способ получения политокарбонилфторида полимиризацией тиокарбонилфторида, отличающийся тем, что с целью упрощния процесса и получения более чистого полимера, полимиризацию осуществляют под действием гамма излучения Со 60. А.с. 375 295: Способ получения алтилгалогенидов германия взаимодействия четырехгалоидного германия с триалкалгерманием при нагревании, отличающийся тем, что с целью увелечения выхода и чистоты целевого продукта, процесс ведут при гамма облучении.
18.3.2. Рассеяние рентгеновского и гамма излучения. Различают два основных процесса рассеяния: комптновское или кекогерентное (камптон эффект) и корентное рассеяние. При камптон-эффекте происходит упругое соударение первичного кванта со свободным электроном вещества. камптоновское рассеяние представляет собой взаимодействие кванта с электроном, при котором, в отличии от фотоэффекта, квант передает электрону не всю энергию, а только ее часть, отклоняясь при этом от своего первоначального направления в некоторый угол а электрон, получивший некоторое количество энергии, начинает двигаться под углом к напрвлению движения рентгеновского или гамма-кванта. В результате камптон-эффекта появляется рассеянный квант большей длиной волны, изменившей первоначальное направление, и электрон отдачи (камптоновский электрон), получивший часть энергии кванта. Камптоновские электроны характеризуются непрерывным спектром от ничтожномалых значений до максимальной величины (если они выбрасываются в направлении движения кванта). 18.3.3. В случае, если энергия кванта сравнима с энергией связи электрона в атоме, происходит когерентное рассеяние квантов. При этом, когда электромагнитная волна встречается с электроном, последний начинает колебаться с частотой этой волны и излучает: энергию ввиде рассеянной волны. Энергия кванта при этом не изменяется. Движение электронов в атоме взаимосвязано, поэтому излучение, рассеянное одним электроном, будет интерферировать с излучением, рассеяным другими электронами этого же атома. Рассеянные гамма кванты несут информацию о структуре облучаемого вещества, поэтому рассеянное излучение можно использовать для различных измериельных целей. А.с. 120 675: Способ определния угла смачивания и поверхностного или межфазового натяжения непрозрачных систем при высоких температурах фотографирование контура, которое осуществляется в пучках мягких гамма лучей полученных от радиоактивных изотопов, например иридин, 192, тулия 170 или европия 154 или 156. 18.3.4. Эффект образования пар. При взаимодействии с атомами ядра кванты рентгеновского и гамма излучения достаточно высокой энергии (не менее 1,02 Мэв) вызывают одновременное появление электронов и позитронов. Процесс образования электронно-позитронных пар происходит в поле атомного ядра или поле электрона. Позитрон существует лишь очень короткий промежуток времени; вслед за образованием пары наблюдается явление аннигиляции - исчезновение позитрона и какого либо электрона среды, сопровождаемое излучением двух квантов с энергией 0,51 Мэв. 18.4. Взаимодействие электронов с веществом. Различают следующие виды взаимодествия: упругое и неупругое рассение электронов на атомных ядрах и электроных оболочек и торможение электронов в кулоновком поле атомных ядер. 18.4.1. Упругое рассеяние имеет место при таких столкновениях, при которых происходят лишь изменения направления движения сталкивающихся частиц, тогда как их общая энергия остается неизменной. Основную роль в россеянии электронов играет упругое рассеяние на атомных ядрах, хотя электроны рассеиваются и на электронах атомных оболочек. Вследствии малой массы электронов они отклоняются на углы от 0 градусов до 180 градусов, причем на малые углы электроны отклоняются с большей вероятностью. При отклонении на ьольшие углы электроны несут информацию о строении вещества рассеивателя, что может быть использовано в различных измерительных приборах. США патент 3 560 742: Портативное устройство для измерения обратно рассеянного фетаизлучения предназначено для эффективных измерений толщины покрытия обрабатываемой детали. Устройство содержит зажим для монтажа постоянного зондирующего элемента. Этот зажим является составной частью устройств, регулирующих положение зондирующего элемента
относительно обрабатываемой детали с тем, чтобы они контактировали друг с другом. В другом варианте выполнения изобретения, устройство содержит укосину, которая фиксирована относительно обрабатывающей детали. Зажим у укосина предназначен для удержания зондирующего элемента в плотном контакте с поверхностью обрабатываемой детали, т.е. в положении измерения толщины покрытия нанесенного на поверхность обрабатываемой детали. 18.4.2. Неупругое рассеяние элктронов происходит в основном в результате их сталкивания с орбитальными электронами. При столкновении электронов с электронами атомных оболочек часть энергии электронов передается связанному электрону атома. В зависимости от количества переданной энергии происходит возбуждение или ионизация атомов вещества. В этом и другом случае воздействующий электрон теряет свою энергию. Большая часть вторичных электронов обладает незначительно кинетической энергией. Процесс возбуждения сопровождается испусканием характеристического излучения. Процесс неупругого рассеяния, посколько он сопровождается ионизацией может использоваться для интенсификации различных технологических процессов: Патент СНГ 454 752: Способ приготовления пульпы из древесной цепи путем облучения древесной щепы с последующей варкой, отличающийся тем, что с целью повышения выхода пульпы и улучшения ее качества, облучение щепы производят электронами дозой не менее 1,0 Мрад. Патент США 3 820 015: Устройство для измерения концентрации кислорода в выхлопных газах двигателей внутреннего сгорания, содержит источник бетта-электронов, обладающих низким уровнем энергии для ионизации молекул кислорода. Указанный источник расположен во вторичном контуре выхлопной трубы. В этот контур выхлопной газ подается с определенной скоростью при помощи насоса постоянной производительности. На выходе источника беттаэлектронов в ниспадающей части потока газов установлена коллекторная пластина. При этом между источником бетта-электронов и коллекторной пластинкой поддерживается определенная разность потенциалов, под действием которой ионизированные молекулы кислорода отделяются от молекул других газов и ударяются о коллекторную пластину. Концентрация кислорода выхлопных газов определяется путем измерения заряда, накапливающегося на коллекторной пластинке. 18.4.3. Тормозное излучение. Помимо потерь на ионизацию и возбуждение атомов вещества, электроны могут терять свою энергию на образование тормозного излучения. Проходя вблизи атомного ядра, под действием его электрического поля электроны испытывают торможение. Поэтому в соответствии с законом сохранения энергии они будут испускать электромагнитное (тормозное) излучение. В тормозное излучение может преобразоваться любая часть кинетической энергии электрона вплоть до ее максимального значения. Поэтому энергетический спектр тормозного излучения непрерывный. Примером тормозного излучения является рентгеновское излучение возникающее при торможении электронов на аноде рентгеновской трубки. Это используется в рентгеновских аппаратах. 18.4.4. Совместные действия облучания электронами и светом. Особенность эффекта состоит в том, что вещество не поглощает свет до облучения электронами, но в процессе облучения или после него свет поглощается короткоживущими частицами: радикалами, возбужденными молекулами, возбуждение или диссоциация которых приводит к химическим превращениям. Например, вещества: твердые растворы бензола и нафталина в метилцинклогекоане и этаноле. 18.5. Взаимодествие нейтронов с веществом. Нейтрон представляет собой электрически нейтральную частицу с массой покоя, равной преблизительно массе покоя протона, вместе с которым они образуют ядра всех элементов.
Посколько нейтрон электрически нейтрален, он может вызывать различные ядернве реакции, в частности цепные реакции деления тяжелых ядер (теория, урана, плутония) осуществляемые в ядерных реакторах. По кинетической энергии нейтроны делятся на быстрые, промежуточные и тепловые. в зависимости от этой энергии нейтроны по разному взаимодействуют с веществом Тепловые нейтроны взаимодействуют пратически со всеми ядрами элементов, а в тяжелых вызывают реакцию деления. Промежуточные также поглощаются ядрами, но при некоторых значениях энергии нейтроны хуже поглощаются ядрами, а гораздо лучше неупруго рассеиваются (замедляются), теряя при этом кинетическую энергию. Особенно интенсивно быстрые нейтроны рассеиваются на водосодержащих веществах (замедлителях), что используется для замедления быстрых нейтронов до тепловых энергий в тепловых реакторах. Патент США 3 794 843: Контрольно измерительный прибор для определения весового содержания влаги в насыпном материале, содержит источник излучения, облучающий влажный насыпной материал быстрыми нейтронами и гамма-лучами; прошедшее излучение регистрируют двумя детекторами, причем первый регистрирует гамма-излучение, а второй тепловые нейтроны, возникающие при замедлении быстрых нейтронов на ядрах водорода, содержащихся во влаге насыпного материала; оба сигнала от детектора поступают на электрическую схему, с целью получения сигнала, скоррелированного с весовым процентным содержанием влаги в материале. Патент США 3 558 888: Сопособ нейтронного каротажа скважин для измерения количества нефти в зоне скважин, пробуренной в земной породе, с использованием радиоактиного излучения, согласно которому измеряется поперечное сечение захвата тепловых нейтронов в буровом растворе; Величина этого сечения определяется содержанием воды в этой геологической формации, а количество нефти, содержащееся в зоне скважин измеряется как функция макроскопического поперечного захвата тепловых нейтронов в породе. Патент США 3 562 523: Способ определениясодержания остаточных масел в формации после подачи воды или заводнения нейтеносоного пласта состоит в измерении рапада тепловых нейтронов сначала при наличии воды, содержащейся в данной формации, а затем после замены этой воды водой, которая имеет существенно отличающееся сечение захвата и которая берется из зоны, содержащей по крайней мере, в радиусе действия регистрирующего инструмента. 18.5.1. При очень интенсивном облучении быстрыми нейтронами различных веществ наблюдается так называемые явления нейтронного раскупания - увеличение обьема вещества, что может быть использовано, например, для правки массивных металличеких деталей (А.с.395147) или в устройствах для измерения деформации ядерного горючего (заявка Великобритании 1359759) (см. 2,3). 18.6. Взаимодействие альфа-частиц с веществом. Альфа-частицы (ядра гелия 4) состоят из двух протонов и двух нейтронов. Посколько альфачастицы заряжены, то их очнь просто ускорять и облучать этим потоком различные вещества, которые при этом сильно ионизируются. Ионизированные атомы через какой-то промежуток времени захватывают свободные электроны и превращаются в нейтральные, излучая при этом характеристическое излучение, по которому можно судить о составе исследуемого вещества. А.с. 223 948: Способ раздельного определения аллюминия и кремния по облучению пробы протоком альфа-частиц и одновременной регистрации возбужденного в ней суммарного характеристического излучения аллюминия и кремния, отличающийся тем, что с целью увеличения чувствительной и разрешающей способности, сразу после прекращения облучения пробы измеряют наведенную активность пробы и по соотношению измеряемых величин суммарного характеристического излучения аллюминия и кремния и наведенной активности судят о концентрации алююминия и кремния в пробе. 18.6.1. Эффект увеличения коррзийной стойкости металлов.
Если металлическую пластину облучать в течении нескольких минут альфа-частицами, то в силу короткого пробега частицу в веществе основная масса частиц останется в тонком поверхностном слое отдав при этом ему всю кинетическую энергию. Эксперементально установлено, что если после такого облучения пластину выдержать в атмосфере паров концентрированной соляной и серной кислот, то поверхность металла сохраняет первоначальную структуру и блеск. Этот эффект можно обьяснить так же, как и в случае сверхнизкого трения (см. раздел 1.3.1.) перестройкой структуры поверхностного слоя и удалением паров воды. 18.7. Радиотермолюминесценция. Если какое-либо твердое вещество при низкой температуре подвергнуть воздействию электронов рентгеновских или гамма-лучей, то при нагреве, даже самом незначительном, вещество начинает светиться. Причем, при плавном нагревании твердых органических веществ температура, при которой наблюдается наибольшее термолюминесцеция, совпадает с температурой структурных переходов (плавления, размягчения и т.д.). Это явление (открытие - 168) позволило создать новый эффективный метод исследования вещества. А.с. 381 983: Способ исследования структурных переходов в органических веществах, основанный на регистрации радиотермолюминесценции образца, отличающийся тем, что с целью упрощения процесса облучают поверхностный слой образца пучком электронов с энергией 5-30 Кэв. В общих чертах метод радиотермолюминесценции или сокращенно РТД, заключается в следующем: образец исследуемого органического вещества облучают при низкой температуре (77-100 градусов К) в полной темноте. Пригодны любые источники ионизирующего излучения: нейтронные, гамма, бетта-источники, ускорители заряженных частиц рентгеновские установки. Мощность дозы не играет существеной роли. Важно только, чтобы полная так называемая экспозиционная доза достигала 0,1-2 Мрад. Такие дозы, как правило не изменяют температуры структурного перехода. Затем образец плавно нагревают 10-20 градусов С в минуту. Свечение образца регистрируют с одновременной регистрацией температуры. Получают зависимость интенсивности РТЛ от температуры - кривую высвечивания. Пики, изломы кривой, их высота и ширина несут информацию об исследуемом веществе и прежде всего, позволяют оценить температуру структурных переходов. Абсолютная точность определения достигает около 1 градуса (см. 15.6.) 18.8. Эффект Мессбауэра. Суть эффекта состоит в упругом испускании или поглощении гамма-квантов атомными ядрами связанными в твердом теле. Причина "упругости" процесса (при упругом процессе внутреняя энергия тела не изменяется, т.е. атом остается в том же состоянии), в том, что если атом поглотитель (или излучатель входит в состав кристаллической решетки, то перестает выполняться однозначное соответствие между импульсом гамма-кванта и энергии отдачи атома. При Мессбауэровском процессе отдача атома вообще не имеет место (не происходит возбуждение фонона), и импульс гамма-кванта воспринимается всей решеткой, т.е. всем криссталлом. Благодаря этому ширина Мессбауэровских линий поглощение и испускания очень мала (весьма острая резонансная кривая); соответственно сдвиг линий очень чувствителен к параметрам, как самого излучения, так и твердого тела. В настоящее время на основе этого эффекта проведена масса очень тонких физических экспериментов, весьма важных, в частности, для физики и химии твердого тела. Малая ширина линий поглощения и следовательно, почти фантастическая точность измерений с помощью эффекта Мессбаэура позволило разработать ряд методов для технического экспресс анализа веществ, содержащих Мессбауэровские ядра. А.с. 297 912: Способ фазового анализа руд, содержащих Мессбауэровские элементы спектр которых частично перекрываются, основанные на резонансном гамма-поглощении, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности измерений при анализе,
последовательно определяют величину эффекта Мессбауэра на исследуемой руде с разными источниками, число которых равно числу соединений в ряде и мессбауэроские спектры коороых совпадают со спктрами соединений в руде, сопоставляют с результатами колибровки и по совокупности величин эффекта мессбауэра определяют содержание исследуемых соединений в руде. А.с. 446 007: Способ фазового анализа вещества, включающий измерение эффекта Мессбауэра по линии спектра, соответствующей исследуемой фазе и последующее определение содержания фазы с помощью градуировочной зависимости, отличающийся тем, что с целью повышения точности и чувствительности анализа, измеряют эффект Мессбауэра на исследуемой линии в присутствии фильтра полного резонансового поглощения со спектром, не перекрывающимся с линией определяемой фазы, и эффект Мессбауэра на линии спектра упомянутого фильтра в присутствии исследуемого образца и по отношению измереных эффектов определяют содержание исследуемой фазы. Применение эффекта Мессбауэра для контроля железной руды при ее магнином обогащении и использованием в качестве источника гамма-излучения кобальта-57 позволяет быстро и надежно определять содержание железа в рудном порошке, что способствует повышению качества железного концентрата. 18.9. Электронный парамагнитный резонанс (открытие-85). "Установлено неизвестное ранее явление квантовых переходов между электронными энергетическими линиями парамагнитных тел под влиянием переменного магнитного поля резонансной частоты (явление электронного парамагнитного резонанса - ЭПР) Суть явления: постоянно в магнитном поле электронные уровни энергии парамагнитных атомов расцепляются на несколько подуровней; энергетическая разность подуровней определяется величиной поля и свойствами вещества; соответствующие квантовые переходы между этими подуровнями иницируются в переменном (высокочастотном) магнитном поле. Открытие ЭПР послужило толчком для развития резонансных методов изучения вещества, в частности акустического парамагнитного резонанса ферро и атиферромагнитного резонанса магнитного резонанса. При явлении акустического парамагнитного резонанса переходы между подуровнями иницируются наложением высокочастотных звуковых колебаний; в результате возникает резонансное поглощение звука. При ферромагнитном резонансе происходит избирательное поглощение энергии электромагнитного поля: Эта энергия расходуется на возбуждение коллективных колебаний магнитоупорядоченной структуре ферромагнетика (или антиферромагнетика) (см. 8.7.). Применение метода ЭПР дало ценные данные о строении стекол, кристаллов растворов; в химии этот метод позволил установить строение большого числа соединений изучить цепные реакции и выяснить роль свободных радикалов (молекул), обладающих свободной валентностью в протекании химических реакций. Тщательное изучение радикалов привело к решению ряда вопросов молекулярной и клеточной биологии. Метод ЭПР - очень мощный, он практически не заменим при изучении радиационных изменений в структурах, в том числе и в биологических. Чувствительность метода очень высока и составляет 10 в 10-ой и 10 в 11-ой парамагнитных молекул. На применении ЭПР основан поиск и проверка новых веществ для квантовых генераторов; явление ЭПР используется для генерации сверхмощных субмиллиметровых волн. А.с. 292 101: Способ текущего контроля условной вязкости гудронов и жидких битумов, отличающийся тем, что с целью непрерывности определения пропускают контролируемую струю по трубопроводу через резонатор спектрометра ЭПР и регистрируют условную вязкость по
амплитуде линии спектра парамагнитного поглощения. А.с. 510 203: Способ определения поля у огурцов путем исследования семян, отличающийся тем, что с целью повышения производительности труда в селекционном процессе, измеряют активный сигнал электронного парамагниного резонанса и определяют характер люминесценции семян по величине сигнала и интенсивности свечения судят о степени выраженности и принадлежности к полу: при величине активного сигнала электронного парамагнитного резонанса 0,66-0,68 относительных единиц и слабым свечением растения будут преимущественно мужского типа, а при сигнале 0,48-0,56 относительных единиц и интенсивном свечении - женского типа. А.с. 516 643: Способ оценки стабильности пластичных смазок путем сравнения свойств исходной и проработавшей в узле трения смазки, отличающийся тем, что с целью сокращения времени проведения испытаний микроколичеств смазки, в исходную и проработавшую смазки вводят стабильный радикал, снимают спектр ЭПР, определяют частоты вращательной диффузии радикала и по их отношению оценивают стабильность смазки. 18.10. Ядерный магнитный резонанс (ЯМР). Парамагнетизм вещества может быть обусловлен не только строением электронных оболочек атомов, но и магнетизмом ядер. Магнетизм ядер, также, как и магнетизм оболочек, может вызвать резонансное поглощение энергии в твердрдом, жидком или газообразном состоянии. Резонансные частоты метода ЯМР лежат в области 1-100 МГц, чувствительность метода составляет от 10 в 17-ой степени до 10 в 21-ой степени ядер. На применении ЯМР основан принцип работы приборов для стабилизации и точнейших измерений магнитных полей, а также для анализа смесей по их изотопному составу. Сильный сигнал ЯМР наблюдается в присутствии ядер изотопа углерод-13, что предопредилило применение ЯМР и его разновидности - ядерного квадрупольного резонанса в химии углеродов, особенно природных (нефть). А.с. 178 511: Способ измерения расхода жидкостей, основанный на явлении ЯМР, отличающийся тем, что с целью измерения расхода жидкости, обладающих сильным сигналом магнитного резонанса используют свободную процессию ядер в магнитном поле земли. А.с. 344 275: Способ измерения расхода жидкости по А.с. 179511, отличающийся тем, что с целью упрощения устройства измеряют скорость затухания сигнала ЯМР при движении жидкости в неоднородном магнитном поле и по ней судят о расходе. А.с. 550 669: Способ измерения проницаемости пористых материалов, основанный на явлении ограниченной самодиффузии молекул жидкости, включающий ядерно-магнитные резонансные измерения с импульсным градиентом магнитного поля, причем интервал времени между импульсами градиента устанавливают больше, чем время, необходимое для диффузии молекул на расстояние, равное размеру пор в образце, измеряют сигнал эха образца, отличающийся тем, что с целью получения достоверного значения проницаемости увеличивают интервал времени между импульсами градиента при фиксированной их амплитуде, повторяют измерение амплитуды сигнала эха и по зависимости амплитуды эха от интервала между импульсами градиента судят о проницаемости. 18.11. Эффект Оверхаузера-Абрагама. В том случае, если в атоме имеет место и ядерный, и электронный парамагнетизм, то их взаимодействие приводит к изменению интенсивности сигнала ЯМР. При возрастании насыщения электронного парамагнитного резонанса и образце с парамагнитными ядрами наблюдается значительное увеличение интенсивности ЯМР (Оверхаузер 1953). Этот эффект был использован для разработки метода динамической поляризации ядер; вещество с поляризованными ядрами очень чувствительно как к величине магнитного поля, так и ее изменению. Это свойство и лежит в основе практически: применений эффекта. Патент США в 3 559 045: Магнитный градиометр, служащий для измерения разницы между
магнитными полями в двух зонах, содержит два ядерных фильтра - по одному в каждой зоне. Каждый из ядерных фильтров является фильтром такого типа, в котором исползуется эффект Обрхаузера-Абрагама, и выдает выходной сигнал, который усиливается иподводится к одному из входов операционного усилителя. Выходной сигнал усилителя расщепляется и подводится к входной катушке двух фильтров. Фазометр измеряет разность фаз входных сигналов операционного усилителя, который может быть суммирующего или дифференциального типа, что определяется фильтром ядерного фильтра (с перекрещивающимися или параллельными катушками). Разность фаз находится в прямой зависимости от разности между полями. Л И Т Е Р А Т У Р А 18.6. А.Хирный и др., Эффект увеличения коррозионной стойкости металлов, облученных ионами гелия. Доклады АН СССР, Т.214, НР-1, 1974. 18.7. Л.Мельников. Свет из ловушки. "Химия и жизнь",нр-1,1976 18.8. В.И.Гольданский. Эффект Мессбауэра и его применение в химии, изд. АН СССР, 1964 А.с. 181752, 247424, 297912, 346693. 18.9. Парамагнитное поглощение звука, УФН, 1961, Т.75, нр-3 Дж.Пейк. Парамагнитный резонанс. М., "Мир", 1965 18.10. И.В.Александров, Теория ядерного магнитного резонанса. М., 1964 А.Абрагам. Ядерный магнетизм. М., ИЛ, 1963 А.Каррингтон и др. Магнитный резонанс и его применение в химии. М., "Мир", 1970 18.11. Г.Хуцишвили. УФН., 1960, т.71. 19. РАЗНОЕ В этом разделе даются краткие сообщения о некоторых эффектах, по какой-либо причине не вошедшие в предыдущие главы "Указателя". В некоторых случаях это обьясняется несовершенством принципа, положенного нами в основу систематизации физических эффектов, в других - эффекты привлекли наше внимание уже после написания основных разделов, некоторые эффекты вобще трудно было назвать физическими, как например, эффект Мебиуса. Тем не менее, многие из них, по нашему мнению, могут с успехом использоваться в изобретательской практике. 19.1. Термофорез. Если нагретое тело поместить в обьем, заполненный аэрозолем, т.е. мелкими частицами, взвешенными в воздухе, например, дымом или туманом, то вокруг тела возникает так называемая темная зона (среда, свободная от аэрозоля), толщина которой зависит от разности температур тела и среды, давления газа, размера и формы тела и не зависит от его химического состава. Горячее тело как бы отталкивает от себя частицы аэрозоля. Это явление обусловлено термофоретическими силами, действующмими со стороны газообразной среды на находящееся в ней неравномерно нагретые тела (в частности, частицы аэрозоля). Термофоретические силы возникают вследствие того, что газовые молекулы у более нагретой стороны частицы сильнее бомбардируют ее, чем у менее нагретой стороны, и потому сообщает частице импульс в направлении убывания температуры. Величина термофоретических сил пропорциональна квадрату радиуса частицы, скорость же движения частицы под действием этих сил - скорость термофореза - не зависит от ее размера вследствие соответствующего возрастания силы сопротивления среды. А.с. 261 400: Способ зарядки частиц, заключающийся в том, что при помощи коронного разрядника, содержащего заземленный металлический электрод и коронирующие проволочки, подключенные к одному из полюсов высоковольтного источника тока, получают поток ионов определенного знака движущихся к металлическому электроду и сообщающих заряд частицам аэрозоля, отличающийся тем, что с целью улучшения условий эксплуатации коронного разрядника и повышения качества электрофотографических изображений, получаемых пылевым методом проявлений, заземленный металлический электрод и коронирующие проволочки нагревают, например, электрическим током до такой температуры, при которой ввиду проявления термофоретических сил заряженные частицы аэрозоля не могут
осаждаться в области плазмы коронного разряда. 19.2. Фотофорез. Если аэрозоль осветить интенсивным направленным пучком света, то аэрозольные частицы начинают совершать упорядоченные движения, причем некоторые из них в направлении распространения света (положительный Ф.Ф.), а другие навстречу ему (отрицательный Ф.Ф.). Наиболее сильно Ф.Ф. проявляется на окрашенных частицах. Тип Ф.Ф. зависит от цвета и от ее размера. В основе явления лежит совместное действие на частицу светового давления и термофоретических сил. Преобладание одного из этих факторов определяет тип Ф.Ф. Так, для мелких частиц основным фактором является световое давление, оно и обуславливает в данном случае положительный фотофорез. 19.2.1. Интенсивное явления обнаружено в аэрозолях селеновой и железной пыли. В этих системах под влиянием светового потока аэрозольные частицы начинают двигаться в направлении перпендикулярном направлению распространения света. 19.3. Стробоскопический эффект. Если быстро вращающееся тело освещать импульсами света, частота следования которых совпадает с круговой частотой вращения, то наблюдатель будет видеть тело как бы неподвижным. Это позволяет рассматривать особенности его поверхности или какие-либо ее изменения, не останавливая вращения тела. А.с. 515 936: Способ определения окружных люфтов трансмиссий с ведомым и ведущими валами, заключающийся в том, что на ведомом валу наносят базовую метку и вращают его с определенной и постоянной угловой скоростью, отличающийся тем, что с целью повышения точности определения люфтов, освещают базовую метку стробоскопическими импульсами с частотой при которой метка кажется неподвижно изменяют синхронно скорость вращения ведущего вала и частоту импульсов и определяют угол отклонения метки от первоначального ее положения, по которому судят о люфтах трансмиссий. Если частоты световых импульсов и вращения тела несколько отличаются, то будет наблюдаться кажущееся вращение тела, скорость которого гораздо меньше действительной скорости вращения. Сказанное справедливо и для поступательного (колебательного) движения тел. Стробоскопический эффект лежит в основе кино. Отдельные изображения последовательных стадий движения, быстро сменяя друг друга, создают иллюзию непрерывного движения. При этом важную роль играет особенность нашего светового восприятия инерционность, глаз как бы "видит" изображение предыдущего кадра некоторое время после того, как экран погас. Движение в кинофильме может быть ускоренным или замедленным в зависимости от соотношения частот сьемки и воспроизведения, что используется для визуализации быстро - или медленно - протекающих процессов. Несмотря на свою простоту, стробоскопический метод может являться основой многих тонких исследований. А.с. 255 684: Фазовый способ измерения длины волны ультразвука, основанный на использовании стробоскопического эффекта при помощи бегущих ультразвуковых волн, отличающийся тем, что с целью повышения точности, модулируют одну из бегущих ультразвуковых волн, освещаемых пучком света, по фазе, наводят последовательно ось фотоэлектрического микроскопа на максимум освещенности видимого изображения и по расстоянию между соседними максимумами судят о длине ультразвуковой волны. В заключении отметим, что стробоскопический эффект является ярким проявлением закона согласования ритмики частей системы. 19.4. Муаровый эффект.
При наложении двух систем контрасных полос возникает узор, образованный их сгущениями в местах, где полосы одной системы попадают в промежутки между полосами другой системы. Возниконовения таких узоров называют муаровым эффектом. Простейший муаровый узор возникает при пересечении под небольшим углом двух систем равноудаленных параллельных полос (линий). Небольшое изменение угла поворота одной из систем ведет к значительным изменениям расстояния между элементами муарового узора. 19.4.1. Муаровый узор образуется также при наложении двух непересекающихся систем равноудаленных параллельных линий, когда величина шага одной из систем слегка отлична от другой. При этом, чем меньше разница в шаге, тем больше расстояние между муаровыми полосами. Это позволяет получить колоссальное увеличение (в миллионы раз) разницы в ширине промежутков между линиями. Иначе говоря муаровый эффект дает возможность визуально без применения оптических систем, обнаруживать ничтожные отклонения в почти одинаковых периодических структурах. В настоящее время метод муара широко применяют при контроле точности делительных устройств для изготовления дифракционных решеток. 19.4.2. Муар возникает на электронной микрофотографии двух кристаллов, наложенных таким образом, что их атомные решетки почти совпадают. Любой деффект нарушающий регулярность структуры кристалла, четко проявляется в муаровом узоре. Увеличение при этом таково, что позволяет видеть смещения атомов, величины которых меньше диаметра самого атома. 19.4.3. Если две решетки из равноудаленных параллельных прямых, несколько отличных по вельчине шага, двигать одну относительно другой в направлении, перпендикулярном линиям, то полосы муарового узора будут двигаться со скоростью гораздо большей, чем относительная скорость движения самих решеток. При этом направление их движения совпадает с направлением относительного смещения решетки с меньшим шагом. Таким образом, малое перемещение одной из решеток приводит к значительному перемещению полос муара, которое легко обнаружить и измерить. А.с. 297 861: Способ определения деформаций по картине муаровых полос, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения деформаций, определяют отношение скоростей взаимного премещения деформированной и эталонной сеток и скорости перемещения муаровой полосы и по величине этого отношения судят о величине деформаций. Описанное проявление муарового эффекта издавна используется во всех измерительных приборах, обладающих нондусом, таких, как микрометр или штангенциркуль. 19.4.4. С помощью эффекта муара можно визуализировать ничтожные изменения показателя преломления прозрачных сред, помещая их между решетками. Так, например, можно визуально изучить динамику расстворения двух веществ. 19.4.5. Этот же принцип позволяет производить экспресс-анализ качества оптических деталей. Линзы помещают между решетками, наличие выпуклой линзы увеличивает элементы муарового узора, вогнутой - уменьшают. При этом обе линзы поворачивают узор в противоположных направлениях на угол, пропорциональный фокусному расстоянию. В местах неоднородностей структуры или формы линз линии узора искажаются. Еще пример контроля оптики! А.с. 515 937: Интерференционный способ измерения клиновидности оптических прозрачных пластин, заключающийся в том, что пучок света от лазера фокусирует с помощью обьектива в плоскость отверстия в экране, за которым установливают контролируемую пластину, отличающийся тем, что с целью повышения точности и производительности измерений, от контролируемой пластины при ее фиксированном положении получают прозрачную копию интерференционных колец, поворачивают пластину в ее плоскости на 180, накладывают интерференционную картину на копию и по ширине муаровых полос, образовавшихся от
наложения, измеряют клиновидность платины. Множество муаровых узоров можно получить, совмещая решетки, образованные самыми различными линиями, например концентрическими окружностями, спиралевидными волнообразными или радиально исходящими из точки линиями и даже семействами равномерно расположенных точек. Таким образом можно моделировать многие сложные физические явления, такие, как взаимодействие электростатических полей, интерференция волн и другие. Подобными методами решаются некоторые задачи архитектурной акустики. В Японии предложено использовать муаровый эффект для составления топографических карт предметов. Обьект фотографируют через решетку из тонких нитей, сбрасывающую на него четкую тень. Тень деформируется в соответствии с рельефом обьекта и при взаимодействии ее с реальной решеткой возникает муаровый узор, наложенный на изображение обьекта. На фотографии расстояние между линиями муара соответствует глубине рельефа. Такой метод очень эффективен, например, при изучении деформации быстровращающихся деталей, при анализе обтекания тел поверхностным слоем жидкости в медицинских исследованиях анатомического характера. Универсальность метода муара, простота преобразования с его помощью различных величин, близка к ИКР, высокая разрешающая способность - все это говорит о том, изобретатели еще не раз обратятся в своей практике к муаровому эффекту. 19.5. Высокодисперсные структуры. Одной из тенденций развития технических систем является увеличение степени дисперсности входящих в них веществ. При этом наблюдаются качественные изменения свойств дисперсной структуры по сравнению со свойствами монолитного нераздробленного вещества. Высокодисперсные структуры подразделяются на сыпучие, консолидированные и коллоидные. Из сыпучих порошков особый интерес представляют ферромагинтные порошки, так как ими легко управлять магнитным полем (1), и их можно вводить ввиде индикаторных добавок в немагнитные вещества с целью выяснения условий действующих внутри исследуемого вещества (температуры, давления и т.п.). А.с. 239 643: Способ определения степени затвердевания полимерного состава. В полимер в небольшом колличестве вводят ферромагнитный порошок. Полимер затвердевая сдавливает частицы порошка, который при этом меняет свои магнитные свойства, что легко обнаружить. 19.5.1. Консолидированные тела - это тела, полученные путем прессования или спекания мелкого порошка (размеры частиц от 10 до 100 мкм). Консолидированные тела обнаруживают много интересных свойств (2), отличающих их от сплошного тела, состоящего из того же вещества. Например, при консолидировании порошка путем прессования можно получить анизотропные тела, несмотря на то, что вещество, составляющее частицы вещества, изотропно. Параметры такого консолидированного тела (электропроводность, теплопровоность, распространение звука, модуль упругости и т.п.) в направлении прессования выше, чем в сплошном теле из того же вещества, причем все свойства изменяются практически на один и тот же масштабный коэффициент пропорциональности. Зная, в каком масштабе искажена одна из условных характеристик пористого образца (например, электропроводность), можно легко определить масштабы искажения и других характеристик этого образца (теплопроводности, скорости звука, модуля сжатия, коэффициента Пуассона и т.д.), а значить легко можно определить и сами характеристики данного образца. Контролируя какую-нибудь из легкоизмеряемых характеристик пористого тела в процессе его консолидации можно однозначно определить изменения интересующих нас других его характеристик. 19.6. Электрореологический эффект. Электрореологическим эффектом называется быстрое обратимое повышениеэффективной
вязкости неводных дисперсных систем в сильных электрических полях (3). Электрореологические супсенции состоят из неполярной дисперсной среды и твердой дисперсной фазы с достаточно высокой диэлектрической проницаемостью. Дисперсными средами могут служить неполярные или слабополярные органические жидкости с достаточно высоким электрическим сопротивлением (порядка 10 ом.см). Например, светлые масла (валелиновое, трансформаторное, растительные мала (косторовое), диэфиры (дибутилсебацинат), нефтановые углеводороды (циклогексан), керосин, загущенный малыми добавками полиизобутилена. В качестве дисперсной фазы широко применяется кремнезем в различных модификациях. Размеры частиц не более 1 мкм. Электрореологический эффект не проявляется заметно вплоть до некоторой пороговой напряженности электрического поля. Величина ее зависит от состава суспензии и температуры. После достижения значения Eкр эффективная вязкость растет приблизительно квадратично, но не до бесконечности, а до ее насыщения. Эффект наблюдается и в постоянных и в переменных полях. При увеличении частоты поля кажущаяся вязкость вначале остается неизменной, затем падает. Вид зависимости эффекта от частоты зависит от состава дисперсной системы. Электрореологические суспенсии весьма чувствительны к изменениям температуры. Нагрев снижает абсолютную величину эффективной вязкости системы. С ростом температуры влияние электрического поля постепенно невилируется. 19.7. Реоэлектрический эффект. Под действием сдвига в так называемых электрочувствительных дисперсных системах происходят изменения диэлектрической проницаемости, электропроводности и тангенса угла диэлектрических потерь. Такие изменения диэлектричеких параметров предложено называть реоэлектрическим эффектом. Важное значение реоэлектрического эффекта для практики связано с возможностью получения на его основе электрически анизотропных материалов, в частности электронов. Если частицы дисперсной фазы несут заряд преимущественно одного знака, в концентрированных системах при наложении электрического поля наблюдается электросинерезис - сжатие структурного каркаса в целом у одного электрода и выделение дисперсной среды у другого. В суспезиях, если частички несут положительный или отрицательный заряд, под влиянием электрического поля протекает электрофорез (см.12) и соответственно на катоде или на аноде осаждается слой дисперсной фазы. Это свойство используется для создания информационных табло и экранов отображения плоских устройств для показа картин с помощью дисперсных систем, прозрачность которых изменяется под влиянием электрического поля. Области возможного практического применения электрореологического эффекта чрезвычайно разнообразны и широки: 1. регулирование движения жидкости, прокачиваемой через узкий канал; 2. конструкции муфт сцепления, тормозов и других фрикционных устройств; 3. зажимные и фиксирующие устройства ( если пленку электросвязкой жидкости нанести на тонкую пластину диэлектрика, с другой стороны которого располагаются электроды, соединенные с источником одно или трехфазного тока, то электропроводный эффект, установленный на пластине, будет жестко зафиксирован "затвердевший" пленкой при наложении достаточно интенсивного электрического поля); 4. жидкие электрогенераторы, преобразователи тока; 5. электрокинетические весы, примеры использования электрореологического эффекта подробно рассмотрены в (3). 19.8. Жидкие кристаллы.
Представим себе жидкость, молекулы которой имеют удлиненную палочкообразную форму. Силы взаимодействия "выстраивают" их параллельно друг другу и ведут они себя как обычные молекулы жидкости, но с учетом единственного ограничения при всех перемещениях должно сохраняться (в целом) некоторое выделенное направление длинных осей. У такой жидкости будут различные оптические и другие характеристики (например, теплопроводность) в различных направлениях, т.е. они будут анизотропной. А ведь анизотропия всегда считалась отличительной чертой кристаллического состояния! Жидкость, описанного выше типа, принадлежит обширному классу веществ, называемых нематическими жидкими кристаллами. Слово "немос" по-гречески "нить", и, действительно, молекулы таких жидких кристаллов напоминают бусинки, укрепленные на нити. Возможны и другие типы молекулярной архитектуры, создающие анизотропию. Укладка молекул слоями и пачками приводит к еще одному классу жидких кристаллов - сметическим. Такая упаковка молекул создает анизотропию не только оптических, но и механических свойств, посколько слоя легко смещаются относительно друг друга. Название этой группы связано с греческим словом "смектос" (мыло). Такое расположение молекул характерно для мыльных растворов, эмульсий и т.д. Третьим распространенным типом жидких кристаллов являются холестерические, в которых молекулы укладываются в плоскостях подобно описанным выше нематическим кристаллам, но сами плоскости повернуты друг относительно друга. Вектор, связанный с длинной осью, так называемой "директор", описывает в пространстве спираль. Названием этот класс жидких кристаллов обячзан печально известному холестирину, у которого впервые были обнаружены подобные свойства. 19.8.1. Прежде всего было найдено, что воздействие электрического поля на жидкие кристаллы приводит к электрооптическим эффектам, не имеющих аналогов среди прочих оптических сред. Электрооптическая ячейка состоит из двух стекол, между которыми находится тонкий слой жидкого кристалла. Окрашенные поверхности стекол обработаны таким образом, что они, оставаясь прозрачными, пропускают электрический ток. Таким образом получают как бы прозрачный конденсатор, диэлектриком внутри которого служит слой жидкого кристалла. 19.8.2. Первым из открытых и, пожалуй наиболее впечатляющих эффектов стало динамическое рассеяние. При определенном значении приложенного поля жидкость между электродами как бы становится мутной. Свет, до сих пор беспрепятственно приходивший через жидкий кристалл, рассеивается, и участки с повышенной напряженностью поля становятся видны. Этот простой эффект имеет большую практическую ценность. Электропроводящие участки поверхности стекла могут быть выполнены ввиде букв или любых геометричеких фигур. Подавая на них соответствующие напряжения, можно формировать различным образом прозрачные и непрозрачные участки, то есть с ничтожными затратами энергии создавать подвижные и неподвижные картины. Использование динамического рассеяния на слое жидкого кристалла толщиной в несколько микрометров позволяет получить изображение, затрачивая мощность порядка микроваттов. При этом из-за тонкости слоя жидкого кристалла необходимое напряжение на ячейке составит всего несколько вольт. 19.8.3. Удивительные превращения происходят с лучом света при взаимодействии с колестерическим жидким кристаллом, т. е. периодической спиралью. Освещенный белым светом, он кажется окрашенным и при поворотах (при изменении угла наблюдения) начинает переливаться всеми цветами радуги. Этот эффект возникает потому, что в различных направлениях чешуйки кристалла, отражающие свет, расположены на различных расстояниях и отражают из белого цвета лишь волны с определенной длинной. Такой простой и красивый эффект дает ошеломляющую возможность.
Например, пусть какой-то участок поверхности нагрет на сотые доли градуса выше окружающих. Приложим к этой поверхности пленку с нанесенным слоем холестерического жидкого кристалла. В "горячей" точке шаг спирали чуть-чуть увеличится и на пленке появится точка иного цвета. Покрыв готовое изделие (это может быть интегральная схема или деталь двигателя) слоем холестерического вещества, можно получить цветную картину тепловых направлений, на который контрастными пятнами поступают любые дефекты, и неоднородности, даже скрытые далеко в стуктуре, благодаря неодинаковой их теплопроводности. 19.8.4. Цвет окраски жидкого кристалла однозначен с температурой нагретой поверхности. Этот эффект лежит в основе разработанного преобразователя инфракрасного изображения в видимое. Основным элементом этого устройства является пленка холестерического жидкого кристалла, повешенная на тонкую черную мембрану. Мембрана поглощает сфокусированное на ней инфракрасное излучение и передает тепло слою жидкого кристалла. Цвет жидкокристаллической пленки (в отраженном свете) зависит от температуры, поэтому при освещении пленки белым светом получается видимое изображение инфракрасного излучения. Напомним, что для преобразования инфракрасного излучения в видимое обычно используют преобразователи на основе фотоэмиссионных или фосфороресцирующих устройств с весьма сложной и дорогостоящей электроникой. Предельная простота и малая стоимость делает жидкокристаллические преобразователи несравненно более выгодными. Из смеси холестерических веществ можно изготавливать температурные индикаторы в интервале температур от 20 до 250 C. Индикаторы представляют собой тонкую гибкую пленку жидкого кристалла, заключенную между двумя полимерными пленками. Такую пленку можно накладывать на поверхности деталей для регистрации температурных градиентов в различных направлениях. 19.8.5. Жидкие кристаллы холестерического типа (или их смеси) весьма чувствительны к присутствию паров различных химических веществ. Присутствие крайне малого количества пара может изменить структуру жидкого кристалла. С помощью жидкого кристалла удается установить присутствие в воздухе пара при его концентрации - несколько частей на миллион. Этот способ имеет большую практическую ценность. 19.9. О смачивании.(к 3.3.2.) 19.9.1. Эффект растекания жидкости под окисными пленками металлов. Обычно окисные пленки затрудняют смачивание твердых металлов из-за резкого различия химической природы окисла и металла. Тем не менее во многих системах, несмотря на наличие окисной пленки, жидкие металлы смачивают поверхность твердого металла. Смачивание происходит вследствие проникновение расплава под окисный слой с последующим растеканием в своеобразном капиллярном "зазоре" между окисной пленкой и твердым металлом. Растекание может может происходить не только под окисными пленками, но и под некоторыми твердыми покрытиями. Эффект зависит от напряжений, сжимающих тело или окисную пленку. Используется при пайке, сварке и склеивании. 19.9.2.Эффект капилярного "клея" - сцепление частиц, плстин и т.д.,разделенных тонкой прослойкой смачивающей жидкости. Капилярное давление способствует повышению прочности тонкодисперсных пористых структур. 19.9.3.Теплота смачивания - выделяется при смачивании (в том числе и рпи избирательном смачивании). Является характеристикой имерсионного смачивания(в том числе смачивания порошков). Используется для получения информации о свойствах тела (подложки). 19.9.4. Магнитотепловой эффект смачивания - изменение теплоты смачивания между твердым телом и жидкостью,прошедшей магнитную обработку.Например,теплота смачивания при
контакте с углем воды,прошедшей через магнитное поле,возрастает на 30%. Изменения смачивания ,вызванные действием магнитного поля, нестабильны;они исчезают через некоторое время(от нескольких часов до несколькихсуток). Л И Т Е Р А Т У Р А . Сумм Б.Д.,Горюнов Ю.В. Физико-химические основы смачивания и растекания.М.,"Химия",1976 Дерягин Д.В. Свойства тонких жидких слоев и их роль в дисперсных системах.М.,Издат-во Всесоюзного совета научно-инж. и техн.о-в,1973. 19.10. Если взять бумажную ленту,облизить ее противоположные концы так,чтобы получилось кольцо,а затем развернуть один из концов на 180 градусов и склеить ее друг с другом,то мвы получим т.н. кольцо Мебиуса,тело,обладающее очень интересным свойством. Можно ли одновременно находится и снаружи и внутри кольца? Явное физическое противоречие . Однако,оно легко преодолевается , если это кольцо - кольцо Меблуса, это тело имеет лишь одну неверность, и потому, например,муравей, ползущий по внутренней поверхности нашего бумажного кольца, не переползая через край полоски, может оказаться на "наружной" поверхности кольца. Кольцо Меблуса не одинаково среди подобных тел, так, например, сущесвует и "одноповерхностная" бутылка. А.С.N.444682 Устройство для формирования детали из полимерных материалов, например,мембран из провинилта,содержащее замкнутую ленту с формирующими элементами, натянутую на барабан,ведущий из которых снабжен нагревателем и напрвляющее ролики, отличающееся тем,что,с целью повышения долговечности ленты , они выполнены в виде ленты Меблуса с формирующими элентами на двух ее сторонах. см.так же А.С.N 446011 19.11. Обработка магнитными электрическими полями. Омагничивание воды.Это словосочетание прочно вошло в изобретательскую практику.И неважно,что до сих пор нет четкого объяснения изменения свойств воды после наложения на нее магнитьного поля(1-3). Важно что применение этого эффекта позволяет интенсифицировать многие процессы. А.С.N 511644. Способ изготовления лиминесцентного экрана путем осаждения люминафора из водной суспезии, содержащей силикат калия, отличающийся тем,что, с целью увеличения яркости свечения экрана, воду для приготовления суспенции предварительно пропускают через постоянное магнитное поле. Некоторые изобретатели предпочитают использовать вращающее магнитное поле. А.С.N 423767. Способ обработки воды затворения строительной смеси, например, при производстве бетонных изделий,заключающийся в воздействии на нее магнитным полем, отличающийся тем,что с целью повышения и стабилизации прочности изделий, на воду затворения воздействуют вращающимся магнитным полем с напряженностью 100-2000А (СМ.при промышленной частоте эл.тока и скорости протекания воды 0,5-2,5 м/сек.) Начали обрабатывать магнитным полем и др. вещества . А.С.N427953. Способ обработки композиций на основе латекса, обработанного переменном или постоянном магнитном полем, отличающийся тем,что с целью улучшения физико-мех. и тех -ких свойств мастик и клеев на основе латекса , латикс пропускают через магнитное поле напряженностью от 400 до 2000 в перпендикуляно его силовым линиям со скоростью 0,1-5,0 м/сек В некоторых случаях в изображениях одинаково хорошо работает и магнитное, и электрическое поле. А.С.N 484245. Способ обработки смазочно-охлаждающей жидкости, отличающейся тем,что с целью повышения стойкости режущего инструмента и повышения смазочных свойств жидкости, последнюю подвергают воздействию эл. или магн.поля. 19.12.Реология полимерных растворов – реологически сложные среды, обладающие
нелинейными вязкоупругими, вязко-пластичными и вязко-сыпучими свойствами, которым присущ неравновесный режим течения в трубах. Реологические особенности таких систем обуславливают проявление разнообразных свойств и эффектов, на основе которых можно разработать новые системы измерения вязкости. Известно, что при сдвиговом течении в вязкоупругих системах действуют не только касательные, как у воды или у любой другой ньютоновской жидкости, но и нормальные напряжения, которые характеризуются модулем сдвиговой упругости — реологическим параметром системы и скоростью сдвига. Действие нормальных напряжений определяют характерные реологические эффекты при движении вязкоупругих систем. Подбор примеров, которые будут рассмотрены, ни в коем случае не является обзором существующих экспериментальных данных относительно реологических свойств вязкоупругих систем любой природы. Основная цель приводимого описания различных эффектов заключается в демонстрации многообразия встречающихся реологических свойств и, что самое главное, их несводимости к явлению вязкости. Наоборот, каждый из описанных ниже экспериментов показывает, что определяющие факторы поведения исследуемой системы в тех или иных условиях — время релаксации жидкости или модуль сдвиговой упругости. Необходимо отметить, что все рассматриваемые свойства присущи не только одному типу жидкостей, но и в той или иной степени всему многообразию систем, применяемых в нефтяной промышленности. 19.12.1.Эффект Вайсенберга. Пусть вязкоупругая жидкость находится в кольцевом зазоре между двумя вертикально расположенными концентрическими цилиндрами, внутренний цилиндр вращается с некоторой угловой скоростью. В случае ньютоновской жидкости вследствие действия центробежных сил, обусловленных вращением жидкости, около внутреннего цилиндра уровень жидкости понижается, а вблизи внешнего — повышается. В случае вязкоупругой жидкости, когда действуют нормальные напряжения, наблюдается обратная картина — вблизи внутреннего цилиндра уровень жидкости повышается (внутренний цилиндр выталкивается). Этот же эффект происходит и при вращении жидкости между двумя горизонтальными пластинами, когда распределение давления по радиусу неравномерное, с максимумом в центре. 19.12.2. Разбухание струи (Барус—эффект) . При вытекании ньютоновской жидкости из трубки диаметр струи вследствие закона сохранения количества движения вниз по потоку сужается по сравнению с диаметром отверстия. При истечении из трубы вязкоупругой жидкости наблюдается расширение диаметра струи до размеров, значительно больше диаметра трубки, иногда превосходящих размер отверстия в три-четыре раза. Изменение формы жидкости после выхода из трубы было впервые замечено американским биологом Д. Барусом, который для опытов использовал очень вязкий материал, называемый корабельной клеевой краской. Эффект может быть обусловлен сочетанием упругости жидкости и сходящимся характером линий тока на входе в трубу. Если жидкость течет по трубе таким образом, что ее частицы перемещаются параллельно оси трубы, а на входе, в области сходящегося течения, имеют составляющую скорости по направлению к оси, то жидкие цилиндры, коаксиальные с трубой, должны увеличивать свою длину и уменьшаться в диаметре течении внутри трубы. Если жидкость при истечении из трубы еще помнит предысторию своего движения на ее входе, то естественно ожидать, что, покидая трубу, жидкость должна изменять форму в некотором смысле противоположно тому, как это ей пришлось сделать раньше, т.е. жидкий цилиндр будет уменьшаться в длине и возрастать в диаметре. В таком случае эффект должен был бы снижаться при увеличении длины трубы, что и происходит на самом деле. Однако эффект не исчезает полностью при возрастании длины трубы. Такое "остаточное" увеличение диаметра подтверждает результат эксперимента, при котором
жидкость в трубе находилась в покое в течение времени, значительно превышающем время релаксации и затем вытеснялась из трубы. Это объясняется тем, что при движении жидкости в трубе в ней возникают нормальные напряжения, стремящиеся прижать жидкость к стенкам. При вытекании в открытое пространство ограничивающих стенок нет и под действием релаксирующих нормальных напряжений струя разбухает. 19.12.3. Эластичная турбулентность. При движении полимерного раствора по трубе с малыми скоростями вытекающая струя жидкости будет гладкой и ровной, в то время как при больших скоростях поток становится неравномерным и неупорядоченным. В последнем случае для ньютоновской жидкости число Рейнольдса обычно меньше критического значения, при котором течение становится турбулентным. Следовательно, упругие свойства раствора приводят к нестабильности течения. При больших скоростях полимерные струи могут даже распадаться на отдельные капли, а в некоторых случаях при очень больших скоростях деформаций струя снова становится гладкой. Объясняется это тем, что при превышении некоторого критического напряжения сдвига возможно проскальзывание жидкости у твердых стенок. При этом скоростная характеристика трения скольжения имеет падающий участок, что определяет возможность неустойчивого режима течения и возникновения релаксационных автоколебаний при течении жидкости. Неустойчивый режим может быть также обусловлен специфической упругой гидродинамической неустойчивостью при движении вязкоупругих жидкостей. Можно также предположить, что наличие аномальных вязкостных свойств, в частности, резкая зависимость вязкости от градиента скорости и температуры, связанная с происходящими в процессе течения структурными перестройками, может служить причиной возникновения описанного явления. 19.12.4. Эффект Кэя. Экспериментируя с 6%-ным раствором полиизобутилена в динамике, Кэй обнаружил, что струйка раствора, выливающаяся из колбы в широкий и плоский сосуд, через каждые несколько секунд поднимается вверх и спускается дугой, снова достигая поверхности жидкости в сосуде на расстоянии порядка нескольких сантиметров от первоначальной точки падения. 19.12.5. Устойчивость жидких струй. Полимерные растворы способны образовывать сравнительно долгоживущие нити. Это наблюдается, например, на заключительной стадии распада тонкой капиллярной струи раствора полимера. Вместо того, чтобы под действием капиллярных сил распасться на отдельные капли, струя на значительном протяжении сохраняет "четочную структуру", т.е. имеет вид системы капель, соединенных тонкими нитями. Нити под действием поверхностного натяжения, создающего боковое обжатие жидкости, постепенно утончаются во времени и, что эквивалентно, по мере удаления от насадка. Если струю вязкоупругой жидкости, например, раствора полимера или высокосмолистой нефти, вытекающую вертикально вниз из капилляра, направить в стакан, а затем медленно отодвигать его в сторону, то струя отклонится от вертикали и последует за стаканом. Если стакан отодвинут недалеко, то движение жидкости в искривленной струе происходит устойчиво и стационарно. Наличие такой формы равновесия связано с проявлением нормальных напряжений при одноосном растяжении элемента вязкоупругой жидкости. Стационарная струя в поле силы тяжести принимает искривленную форму, напоминающую цепную линию. Это означает, что в струе происходит заметное продольное натяжение, обусловленное действием нормальных напряжений. Можно сделать некоторые качественные выводы о роли упругих эффектов в явлении "прядимости", т. е. способности жидкости к образованию длинных прядей нитей. Вопрос состоит не в том, какие силы обеспечивают равновесие нити (например, для достаточно тонких нитей это
могут быть силы поверхностного натяжения), а почему нить устойчива, т.е. почему в не развиваются случайно возникающие местные утончения. Место утончение в длинной нити не будет прогрессировать, если уменьшение диаметра нити приводит к увеличению действующей в ней продольной силы. Можно показать, что если радиус нити меньше некоторого критического значения, определяемого упругими напряжениями и коэффициентом поверхностного натяжения, то ее растяжение происходит устойчиво. Отметим также, что время распада растянутой нити не может быть существенно меньше времени релаксации упругого напряжения. 19.12.6. Упругое последействие. Для исследования упругого восстановления, проявляющегося в заметном изменении формы при неизменном объеме, были поставлены следующие опыты. При внезапном прекращении вращения сосуда вокруг вертикальной оси, в котором находится. 5%-ный раствор полиметилметакрилата в диметилфталате, наблюдается возвратное движение взвешенных в нем пузырьков газа. Характерен следующий опыт. Если внезапно прекратить течение выливающейся из бутылки жидкости, разрезав поток на некотором расстоянии ниже горлышка на две части, то верхняя часть быстро вернется в бутылку. Схожий опыт можно проделать и в несколько других условиях. Опустим в сосуд с вязкоупругой жидкостью, например тяжелой нефтью, палочку и затем поднимем ее вверх. За концом палочки потянется нить жидкости, которая обладает сравнительно большой устойчивостью. Если обрезать нить жидкости, то верхняя часть нити начинает совершать колебания в вертикальной плоскости. 19.12.7. Взаимодействие струи жидкости с поверхностью. В добыче нефти хорошо известен способ гидропескоструйной перфорации, заключающийся в образовании отверстий в металле обсадной колонны под действием струи воды, в которую для усиления абразивного действия добавляют песок. Были проведены эксперименты по изучению эффективности действия различного рода добавок к воде на пробивную способность струи, Сравнивали добавки песка, металлической (стальной) крошки и высокомолекулярного полимера. Результаты опытов показали, что наибольшей пробивной способностью обладает струя воды с полимерными добавками, а металлическая крошка занимает промежуточное место между добавками полимера и песком. Это связано с наличием у полимера релаксационных свойств. В процессе взаимодействия струи с поверхностью, находящиеся в воде частички той или иной добавки при ударе о металл деформируются, при этом часть кинетической энергии тратится на деформирование (упругое или пластическое) этой частички. Поскольку взаимодействие частички и поверхности длится конечное время, то поведение полимера будет определяться соотношением времен релаксации и взаимодействия. При больших скоростях истечения время взаимодействия значительно меньше времени релаксации и частичка полимера не успевает деформироваться, т.е. полимер в данных условиях ведет себя как жесткое недеформируемое тело. Это способствует усилению разрушительной способности струи воды. 19.12.8. Всплывание пузырей газа в вязкоупругой жидкости. Скорости всплывания пузырей газа в неподвижной вязкоупругой жидкости с высотой возрастают. В условиях описываемых опытов размеры пузырей по мере подъема практически не изменялись, поэтому причиной ускорения движения поднимающихся пузырей нельзя считать рост архимедовой силы. По данным экспериментов этот эффект более четкое выражен у удлиненных пузырей. Непосредственные измерения давления по высоте столба жидкости показали, что оно меняется неравномерно. Датчик, установленный на стенке трубы, регистрирует повышение давления с момента прохождения крайней верхней точки контура пузыря через уровень расположения датчика. По мере поднятия пузыря показание датчика увеличивается, достигая максимального значения в нижней части пузыря. После прохождения пузыря показание датчика быстро восстанавливается
до значения, соответствующего гидростатическому давлению. Наблюдаемый эффект можно объяснить кинетикой развития нормальных напряжений в вязкоупругой жидкости при внезапном наложении сдвигового течения. При прохождении головы пузыря через уровень расположения датчика начинается движение жидкости в зазоре между стенкой трубы и поверхностью пузыря. По мере подъема пузыря время движения жидкости в данном сечении увеличивается, соответственно возрастают нормальные напряжения. Это приводит к повышению давления по высоте пузыря от головной части к нижней, и, следовательно, к появлению дополнительной силы, приложенной к пузырю снизу вверх. Вследствие этого скорость подъема пузыря возрастает. Если высота пузыря небольшая, то за время его прохождения через выбранное поперечное сечение трубы нормальные напряжения не успевают достичь максимального значения и выталкивающая сила будет невелика. Таким образом, существует оптимальная высота пузыря, поднимающегося в заданной жидкости, при которой время его подъема будет наименьшим. 19.12.9. Движение в капилляре с переменным сечением. Рассмотрим результаты опытов по изучению движения вязкоупругой жидкости в двух прямолинейных капиллярах, один из которых имеет постоянный диаметр, а другой — периодически изменяющийся по длине, причем средний диаметр второго равен диаметру первого капилляра. Течение во всем диапазоне исследования происходит с очень малой скоростью, поэтому число Рейнольдса во всех случаях не превосходит нескольких единиц. Если для первого капилляра зависимость Q — р имеет вид прямой линии, проходящей через начало координат, то для капилляра с переменным сечением эта зависимость отклоняется к оси давлений. В силу малости числа Рейнольдса появление дополнительных сопротивлений объясняется релаксационными свойствами жидкости, но не связано с возникновением инерционных сил из-за переменности (скорости в капилляре. При движении через систему сужающихся и расширяющихся каналов с малой скоростью напряжения, вызванные деформацией жидкости, успевают релаксировать, и по сравнению с вязким сопротивлением ими можно пренебречь. С увеличением скорости движения упругие напряжения не успевают релаксировать, поэтому общее сопротивление возрастает. Таким образом, помимо числа Re течение дополнительно характеризуется новым параметром, равным отношению времени релаксации жидкости к характерному времени процесса. 19.12.10. Жидкий канат. Если тяжелую нефть, густое масло или мед лить на тарелку с достаточно большой высоты, то на некотором расстоянии от тарелки струйка жидкости начинает закручиваться колечками. Это связано с тем, что падая струйка сжимается и выгибается. Вследствие действия упругих напряжений струйка не может разорваться. Поэтому, если количество падающей жидкости больше, чем может сразу поглотить жидкость, находящаяся в тарелке, то струйка начинает завиваться. Витки некоторое время находятся на поверхности, постепенно поглощаясь слоем жидкости. 19.12.11. Эффект "зонтика". При введении в состав полимерной системы некоторых видов наполнителей, например песка, она приобретает вязко-сыпучие свойства. Реологические свойства вязко-сыпучей среды помимо вязкости характеризуются углом внутреннего трения, что легко представить по аналогии с кучей песка, у которой угол откоса имеет постоянное для данной системы значение. При изменении этого угла песок начинает сыпаться. На движение вязко-сыпучей системы существенно влияет сила тяжести. Если поместить пробку из вязко-сыпучего материала в вертикальную трубу, то наблюдается следующее интересное явление — страгивающее усилие сверху вниз превосходит усилие, которое нужно приложить, что заставить пробку двигаться вверх. Далее приведены в кратком виде некоторые эффекты в полимерных жидкостях. 19.12.12. Рассмотрим течение жидкости по наклонному желобу полукруглого сечения. В обоих случаях поток ламинарный. Поверхность ньютоновской жидкости плоская, за исключением
участков у границ, в то время как поверхность полимерной жидкости слегка выпуклая. 19.12.13. Эффект, происходящий при медленном течении жидкости из широкой трубы в узкую. В полимерной жидкости образуются вихри, направленные вверх против течения, в результате чего часть жидкости захватывается этими вихрями и не проникает в узкую трубу. 19.12.14. Эффект, в котором наблюдается течение около цилиндра, колеблющегося в поперечном направлении, называется акустическим потоком. Высокочастотные колебания создают вторичное течение в окружающей жидкости. При этом направление течения в полимерной жидкости противоположно тому, которое имеет место в ньютоновской жидкости. 19.12.15. Что происходит, когда в трубку, наполненную жидкостью, бросают один за другим два шарика? В ньютоновской жидкости второй шарик всегда будет догонять первый и в конце концов столкнется с ним. В полимерной жидкости то же самое произойдет, если второй шарик бросить почти сразу за первым. Но если шарик опустить через определенный критический интервал времени, то при падении второй шарик будет отталкиваться от первого. 19.12.16. Рассмотрим случай, когда вращающийся диск на дне сосуда приводит к течению, при котором в ньютоновской жидкости поверхность в центре опускается (образуется воронка), а в полимерной жидкости поднимается. Пусть вращающийся диск помещен на поверхность каждой из рассматриваемых жидкостей. Возникающий первичный поток, направлен по касательной к диску, вызывает затем вторичный поток. При этом ньютоновская жидкость отбрасывается вращающимся диском так, что у стенок сосуда она движется вниз, а затем вблизи оси сосуда вновь поднимается вверх. В полимерной жидкости также имеется вторичное течение, но движение происходит в противоположном направлении. 19.12.17. В ньютоновской жидкости сифонный эффект действует лишь тогда, когда его засасывающий конец расположен ниже поверхности жидкости. Однако полимерную жидкость можно выкачать из сосуда, даже если имеется некоторое расстояние между поверхностью жидкости и концом сифона. ЛИТЕРАТУРА 1. В. Классен .Перспективы применения магнитной обработки водных систем химической промышленности."Химическая промышленность" N1,1974. 2. Н.И.ЛЫШАГИН К изменению свойств омагниченной воды."Изв.высш. учеб.заведений. Физика,1974,нр 2, стр.44-103. 3. И.М.Аметов, Н.М.Шерстнев. Применение композитных систем. М.:Недра. 4. "Изобретатель и рационализатор", 1975,нр 10,26. 5. А.С.NN422562, 542526, 518553, 416047, 346553, 496253, 496146.
Приложение 1. Возможные применения оторых физических эффектов и явлений при решении изобретательских задач. ИЗМЕНЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ Тепловое расширение и вызванное им изменение собственной частоты колебаний (3.1;5,1; ).Фазовые переходы (3.2; 6.6.1,8.1.3.1,8.1.4.1, 7,5.6,8.1.6,8.8).Изменение магнитных, электрических и оптических свойств(6.5, 7.1.1,1, 8.1.2, 13.2. 1,13,3, 13.4, 15.7, 15.8, 16.3.1)Пиро-и термоэлекрические эффекты(5.5, 9.2).Термосртикция (8,3.1).Термокапилярный эффект (3.3.7). Жидкие кристаллы . ПОНИЖЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ Фазовые переходы(3.2, 4.3, )Сорбия(3.4) Механокалорический эффект (4.3.3) Магнитокалорический эффект(8.2).Эффект Джоуля-ТОМСОНА (4.6.1).Излучение (6.11.1; 13.4.3).Термоэлектрические и термомагнитные явления (9.2.2; 10.1.2, 10.2.2). Диффузия(75).
Повышение температуры Трение (1.3)Сорбция(3.4).Механокалорический эффект(4.3.3) Скачок уплотнения(4.4.2)Тепловое действие токов и полей (6.4, 6.9, 6.10.1, 6.10.5, 7.1.3, 8.3)Термоэлектрические и термомагнитные явления (9.2.2, 9.2.3, 10.1.2, 10.2.2)Разряды в газах (11)Излучение (13.1, 13.2, 13.4.3, 13.4.6) Диффузия(3.5) Ультразвуковой нагрев(5.3) СТАБИЛИЗАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ Фазовые переходы (3.2, 7.5.3, 7.6.3, 8.1.3.1, 8.1.4.1) ИНДИКАЦИЯ ПОЛОЖЕНИЯ И ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ОБЬЕКТА Реверберция (5.2.1) Ультразвук (5.3) Эффект Допплера-Физо (5.4.2) Интерференция (5.4.5) Голография (5.4.6) Пьезоэлекьтрический эффект (7.4.2) Оптические методы индикации (13) Механооптические явления (16.2). Поляризация (5.4.3) ЯМР (18.10) Магнитная индукция (6.7) Радиоактивные и другие метки. Управление перемещением обьекта Гравитация (1.2) Тепловое расширение (3.1) Центробежные силы (1.1.2) Закон Архимеда (4.1.1, 4.2.2,) Подьемная сила (4.5) Резонанс (5.1.3) Звуковое давление . Действие электрических и магнитных полей (6.1.1, 6.3, 6.7, 6.8, 6.10.2, 7.4.1, 7.4.3, 8.1.2, 8.1.3, 8.3, 8.5) Световое давление (13.1.1) УПРАВЛЕНИЕ ДВИЖЕНИЕМ ЖИДКОСТИ И ГАЗА Центробежные силы (1.1.2).Поверхностные явления,капилярность (3.3) Осмос (3.6) .Течение жидкости и газа (4.2) .Эффект Томса (4.4.1) Эффект Коанда (4.4.3) Волновое движение (5.4) Электрокинетические явления (12).Воздействие электрических и магнитных полей (6.3) (6.7, 6.8, 6.10.2, 7.4.1, 8.1. 2, с ферромагнитными добавками 8.1.3, 8.5) Свеиовое давление (13.1.1) Ионизация (11.1.4) УПРАВЛЕНИЕ ПОТОКАМИ АЭРОЗОЛЕЙ (ПЫЛЬ,ДЫМ,ТУМАН) Центробежные силы (1.1.2).Силы инерции и гравиьтации (1.1, 1.2). Дейсвтие ультразвука (5.3.4) Воздействие электрических и магнитных полей (6.1.1, 6.3, 6.7.2, 9.1.1). Световое давление (13.1.1) фото-и термо-форез,конвекция. ПОЛУЧЕНИЕ СМЕСЕЙ.ОБРАЗОВАНИЕ РСТВОРОВ Диффузия (3.5) Акустическая кавитация (4.8.2) Колебания , ультразвук (5.1, 5.3.2.5) Электрофорез (12.3) РАЗДЕЛЕНИЕ СМЕСЕЙ Гравитация.Центробежные силы (1.1, 1.2) Капилярный полуп роводник (3.3.9) Фазовые переходы (3.2) Сорбция (3.4) Диффузия (3.5) Осмос (3.6) Ультразвук.Стоячие волны (5.3.2.7) (5.4.1) Резонанс (5.1, 3, 13.4.3) Трибоэлектричество (9.1.1) Электроосмос и элктрофорез (12.1, 12.3) СТАБИЛИЗАЦИЯ ПОЛОЖЕНИЯ ОБЬЕКТА Гироскопический эффект (1.1.4) Стабилизация в электрических и магнитных полях (6.3, 6.10.3, 6.10.4, 8.1.1) Вязкоэлектрический эффект (4.2.4) Тепловое расширение (3.1.3) СИЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ.РЕГУЛИРОВАНИЕ СИЛ СОЗДАНИЕ БОЛЬШИХ ДАВЛЕНИЙ Силы инерции.Гравитация (1.1, 1.2) Тепловое расширение (3.1.1) Фазовые переходы (3.2, 7.6.2) Фотоадсорбционный эффект (3.4.2) Гидростатика и гидродинамика (4.1.2, 4.5, 4.7) Осмост (3.6) Воздействие электрических и других полей (6.7.1, 6.8, 8.1.2, 8.1.3) Пьезоэффект и магнистрикция (7.4.2, 8.3) Световое и звуковое давление (13.1.1) Упругие деформации (2.1.5) РАЗРУШЕНИЕ ОБЬЕКТА Силы инерции (1.1) Эффект Баушингера (2.1.4) Кавитация (4.8) Гидровлические удары (4.7) Ультразвук.Резонанс (5.3.1, 5.1.3) Пробой диелектриков (7.1.3) Лазеры (13.4.6) АККУМУЛИРОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Инерция (1.1) Фазовые переходы (3.2) Деформации (2) Пьезо эффект (7.4.2) Радиотермолюминисценция (15.4.1) Потенциальная энергия в поле гравитации (1.2)
ПЕРЕДАЧА ЭНЕРГИИ Эффект Александрова (2.2) Тепломассообмен (3.7) Ультразвук (5.3) Волновое движение (5.4) Взаимная индукция (6.9. 1) Электромеханические эффекты (7.4) Взаимодействие электронов с веществом (17.4) Излучение (13.4) Лазеры (13.4.6, 17.6) Сверхпроводимость (6.6) Световоды (13.2.1) Тепловой диод (3.1.3) Гидровлические удары (4.7) ИЗМЕНЕНИЕ РАЗМЕРОВ ОБЬЕКТА Зависимость частоты собственных колебаний от размеров (5.1). Электропроводность (6.5).Изгнитошумовая размерометрия (6.10). Магнитная индукция (6.7) Супрпарамагнетизм (8.1.7) Оптические и акустические медоты (13.2, 13.3, 13.4, 16.5.2, 5.3, 5.4) Разряды (11) Упругое рассеяние электронов (18.4.1) ИЗМЕНЕНИЕ РАЗМЕРОВ ОБЬЕКТА Деформация (2).Тепловое расширение (3.1) Фазовые переходы (3.2, 7.6.2) Электро-и магнитомеханические эффекты (7.4.1, 7.4.3, 8.3) Нейтронное распухапние (18.5.1) КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ И СВОЙСТВ ПОВЕРХНОСТИ Трение (1.3) Поверхностные явления (3.3.3.4) Оптические методы (5.4.3, 5.4.5, 5.4.6, 13.2, 13.3, 15, муар) Электрические методы (6.5, 6.10.5, 9, 11) ИЗМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНЫХ СВОЙСТВ Управлени трением (1.3,) Фазовые переходы (3.2) Поверхностные явления (3.3) Сорбция (3.4.) Диффузия (3.5) Эффект Баушингера (2.1.4) Эффект Томса (4.4.1) Ультразвук (5.3.1, 5.3.2.2) Поверхностный эффект (6.10.5) Разряды (11) Облучение (13.1, 18.6.1) КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ И СВОЙСТВ В ОБ ЕМЕ Инверция (1.1) Закон Архимеда (4.1.1) Сводные колебания (5.1.1) Дефектоскопия (5.2, 5.3, 13.3, 18.1, 18.3) Электромагнитные методы (6.5.3, 6.10.1, 7.2., 8.1, 2, 8.1.7, 8.4, 8.7, 9.1, 12.4) Отические методы (18) ИЗМЕНЕНИЯ ОБ ЕМНЫХ СВОЙСТВ ОБ ЕКТА Фазовые переходы (3.2) Электрические и магнитные поля (2.1.1, 2.1.2, 2.1.5, 4.2.4, 7.1.2, 6.5, 7.5.6, 8.1.3) Ультразвук (5.3.2) Ионизация (11) Облучение (18.3, 18.4, 18.5, 18.6) Изменение оптических свойств (14.2, 15, 16.17) СОЗДАНИЕ И СТАБИЛИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ Волновые явления (5.4) Муаровый эффект (фазовые переходы(3.2) кавитация (4.8) ИНДИКАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ Движение зарядов (6.1.1, 6.2, 6.7.2, 6.11, 11) Изменение параметров веществ (7.3, 7.4, 7.5, 8, 10, 12, 16, 9, 18.9, 18.10, 14.1, 4, 15.3.1, 15.7, 15.8, 15.9, ) ИНДИКАЦИЯ ИЗЛУЧЕНИЯ Нагрев вещества излучения (3.1) Фотоэлектрические и фотохимические явления (14) Люминисценция (15) Ионизация (11.1) Оптикоакустический эффект (13.4.1) Явления микромира (18) ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ Эффекты Дозефсона и Ганна (4.3) Люминисценция (3.4.5, 3.4.4, 4.8.3, 15, 19.2.1) Электрические методы (6.7, 6.11) Другие методы (17.3, 13.4) УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМИ ПОЛЯМИ Электростатическая индукция. Экранирование (6.2) Сверхпроводимость (6.6.1) Электромагнитная индукция (6.9) Электрокалорический эффект (7.5.1) Пьезомагнетики и ильзоэлектрики (8.1.8, 7.4.2)Магнитоэлектрики( 8.1.9) Контактные ,термоэлектрические и эммиссионные явления (9) Гальвано и термомагнитные явления (10) Электрокинетические явления (12) Фотоэлектрические явления (14.1) УПРВЛЕНИЕ СВЕТОМ
Отржение и преломление света (13.2) Влияние анизотропии (16) Нелинейные эффекты (17) ИНИЦИИРОВАНИЕ И ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ Скачок уплатнения (4.4.2) Кавитация (4.8) Ультразвук (5.3, 5.4) Разряды (11) Излучения (13.1, 13.4.6, 14.2, 16.5.1 18.3, 18.4, 18.5, 18.6)
УЛЬТРАЗВУКОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА ВВЕДЕНИЕ Очистка призабойной зоны нефтяного коллектора. При вскрытии в него внедряется промывочная жидкость и образуется зона повышенного давления в виде полусферы. Затем фронт выравнивается и начинается радиальная фильтрация. В зоне повышенного давления раскрытость трещин больше изначального, что способствует образованию зоны кольматации. Ее закреплению способствует депрессии при спуске-подъеме инструмента и освоении скважины. Фильтрат (вода) внедряется в коллектор, оттесняя нефть и газ вглубь пласта. Циклическое изменение давления приводит к защемлению воды с блокировкой нефтенасыщенных пор, то есть проницаемость по нефти даже в нефтенасыщенном участке падает до нуля. Остаточная нефть в ПЗП неподвижна и в нее не поступает нефть из остального пласта. Неоднородный нефтяной коллектор отличается значительным изменением проникновения фильтрата, причем нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны окружены промытыми пропластками и изолированы. В ПЗП возникают изолированные низкопроницаемые нефтенасыщенные блоки. При увеличении давления фильтрат внедряется в трещины, скорость изменения давления в них больше, чем в блоках, поэтому фильтрат с неизбежностью внедряется в блоки, оттесняя нефть дальше от скважины. Зона кольматации не превышает нескольких сантиметров, но следующая за ней зона коллектора обладает ухудшенной проницаемостью, то есть непроницаемая корка постепенно переходит в зону кольматации, а та – в зону ухудшенной проницаемости. Здесь промывка ПЗП бессильна изменить ситуацию, нужно пласт трясти (как в известном анекдоте про майора Пронина – чего там думать! Тряси, да тряси). Чтобы трясти нужны волновые методы. Волновые методы можно разделить на импульсные разового действия, включая единственный случай, когда с исследовательскими целями по нефтяному карбонатному пласту шарахнули атомной бомбой (Ишимбайское месторождение нефти). Волновые методы включают также низкочастотное и акустическое воздействие, в том числе ультразвуковое. Наибольшее применение находят методы воздействия на призабойную зону пороховыми газами, электрогидравлическим ударами, мгновенными депрессиями, а также вибрационные и акустические воздействия. Чтобы не получить обратный результат при очистке ПЗП, нужно учитывать имеющиеся в этой технологии тонкости. Для реализации разрушения структуры грязи в объеме пористой системы ПЗП, т. е. создания
оптимального динамического состояния, соответствующего максимальной текучести загрязняющих веществ, необходимо такое сочетание вибрационных воздействий и модифицирования поверхности частиц грязи с помощью ПАВ, при котором не только облегчается разрушение структуры, но и исключается вероятность возникновения новых контактов в результате пробоя адсорбционного слоя. В динамических условиях обнаруживается явление взаимного усиления действия вибрации и адсорбционно-активной среды - синергизм, характеризуемое существенным (на порядки величин) относительным уменьшением потребной мощности вибрационного поля в присутствии добавок ПАВ для увеличения степени разрушения структуры, т. е. возрастания текучести системы. Причина взаимного усиления (синергизма) действия вибрации в области резонансных частот и адсорбционно-активной среды в процессах разрушения коагуляционных структур состоит в следующем. Вибрация, разрушая структуру до наименьшего уровня вязкости, одновременно способствует возникновению прочных контактов, реализующихся по лиофобным участкам поверхности частиц. ПАВ, адсорбируясь преимущественно на энергетически наиболее активных участках макромозаичной поверхности частиц, естественно ослабляют структуру в целом, но, что особенно существенно, исключают возможность образования в процессе вибрационного разрушения прочных новых контактов, ответственных за рост мощности вибрационного поля. Тем самым, в присутствии ПАВ-лиофилизаторов, которые имеются в наличие в ОАО Татнефть, мощность вибрации в наибольшей степени можно снизить именно в этой области, не уменьшая степень очистки пласта. УЛЬТРАЗВУК Ультразвуковыми волнами называют колебания с частотой выше 20 кГц. Ультразвуковые волны распространяются в газообразной, жидкой и твердой средах. В твердых телах наряду с продольными возникают поперечные волны, характерной особенностью которых является то, что частицы среды приводятся в колебательное движение, перпендикулярное к направлению распространения волн. Ультразвуковые колебания, распространяясь в среде, создают дополнительное давление сверх среднего, существующего в данной среде. Весьма важным свойством ультразвука является возможность получения таких мощных колебаний, которые невозможно получить в акустике слышимого диапазона.Применение ультразвуковых колебаний позволяет значительно
ускорить процесс очистки призабойной зоны пласта (ПЗП). Наибольшего эффекта в процессах ультразвуковой очистки пласта можно достичь при сочетании кавитационного воздействия с химическим. Для этого необходимо подобрать такую рабочую жидкость, которая бы хорошо растворяла соответствующие загрязнения в ПЗП, а также обладала физико-химическими параметрами, обуславливающими достижение наибольшей интенсивности ударных волн. Ультразвук - продольные колебания в газах, жидкостях и твердых телах в диапозоне частот 16-32 kГц. Применение ультразвука связано в основном с двумя его характерными особенностями: лучевым распространением и большой плотностью энергии. Из-за малой длины волны распространение ультразвуковых волн с сопровождающими эффектами: отражением. Большая частота ультразвука позволяет сравнительно легко создавать ультразвуковые пучки с большой плотностью энергии, рапространение которых в жидких и твердых телах сопровождается рядом эффектов, часто приводящих к необратимым явлениям. Эти эффекты - радиационное давление (избыточное давление испытуемое препятствием вследствии воздействия на него ультразвуковой волны и определяемое импульсом, передаваемом волной в единицу времени единице поверхности препятствия), акустическая кавитация и акустические потоки, носящие вихревой характер и возникающие в свободном неоднородном поле и вблизи препятствий, находящихся в ультразвуковом поле. Пластическая деформация и упрочнение.Воздействие ультразвука на процесс пластической деформации обусловлено влиянием его на контактные условия, свойства и структуру деформируемого металла. В этом случае возможны два нелинейных эффекта: акустическое разупрочнение и акустическое упрочнение. Первый наблюдается в процессе воздействия интенсивным ультразвуком и заключается в уменьшении статического напряжения, необходимого для осуществления пластической деформации. Акустическое упрочение металлов достигается после воздействия ультразвуковых волн достаточно высокой интенсивности. Акустическое разупрочнение является результатом активации дислокаций, происходящей в результате поглощения акустической энергии в местах дефектов кристаллической решетки и других структурных несовершенств. Благодаря этому за малое время происходит локальный нагрев вокруг этих источников поглощения, снятие напряжений, разблокировка дислокаций, увеличение их подвижности, что обеспечивает более интенсивный ход платической деформации. При достижении определенного уровня акустической энергии, зависящего от
свойства облучаемого металла, последний может пластически деформироваться при комнатной температуре без приложения внешней нагрузки.
Под действием ультразвука изменяются основные физико-химические свойства растворов: вязкость, поверхностное натяжение на границе раствор - форма или раствор - твердая фаза, температура и диффузия. Вязкость, после ультразвуковой обработки раствора вязкость уменьшается, причем характер изменения вязкости не позволяет считать, что уменьшение вязкости вызывается только тепловым воздействием ультразвука, посколько на ряду с тепловым воздействием наблюдаются и другие эффекты, например, изменение трения между твердыми нерастворимыми примесями, находящихся в растворе. Поверхностное натяжение. Воздействие ультразвука на расплав в процессе кристализации уменьшает поверхностное натяжение между расплавом и кристаллом при двухфазном состоянии, за счет чего уменьшается переохлаждение расплавов и увеличивается количество кристаллических зародышей, а структура расплава получается более мелкозернистой. Температура. Ультразвуковая обработка металлов в жидком состоянии и во время кристаллизации приводит к изменению характера температурного поля. Возникновение акустических потоков в расплаве под действием ультразвука связано с потерей энергии в расплаве. Эти потери зависят от интенсивности ультразвука и акустических свойств среды. Акустические потоки вызывают интенсивное перемешивание расплава, выравнивание температуры и интенсификацию конвективной диффузии. При выравнивании температуры расплава увеличивается теплообмен со стенками и окружающей средой, в результате чего увеличивается скорость охлаждения, физическая сущность влияния ультразвука на теплообмен при естественной или вынужденной конвекции заключается в проникновении акустических потоков в пограничный и ламинарный подслой, что приводит к деформации этих слоев, их турбулизации и перемешиванию. В результате этого в несколько раз увеличивается коэффициент теплопередачи и скорость теплообмена. Диффузия. Ультразвук ускоряет диффузионные процессы в металлических расплавах и на границе с твердой фазой. В этом случае под действием ультразвука происходит более легкое перемещение атомов из одного устойчивого состояния в другое благодаря образованию кавитационных пузырьков. При этом необходимо учитывать влияние вторичных эффектов
акустических потоков, повышение температуры, акустического давления, вызывающих турбулентное перемещение и разрушение пограничного слоя между жидкой и твердой фазой при ускорении диффузии на границе жидкость твердое тело. Дегазационный эффект. Под действием ультразвука растворенный газ сначала выделяется в виде пузырьков в зонах разряжения ультразвуковых волн, после этого пузырьки соединяются и при достижении достаточно большого размера всплывают на поверхность. Эффект можно обьяснить следующим образом, при воздействии ультразвука в расплаве возникает кавитация: в образованные кавитационные пустоты проникает ратворенный газ. При захлопывании кавитационных пузырей этот газ не успевает снова раствориться в металле и образует газовые пузырьки. Зародыши газовых пузырьков образуются и в полупериод разряжения при распространении упругих ультразвуковых колебаний в расплаве, т. к. при уменьшении давления растворимость газов уменьшается. После этого газовые пузырьки под влияниемельных движений коанулируют и, достигая определенных размеров, всплывают. Ускорение диффузии под действием ультразвука тоже может способствовать нарастанию газовых пузырьков. Ультразвуковой капиллярный эффект (открытие N109). Явление капиллярности заключается в том, что при помещении в жидкость капилляра, смачиваемого жидкостью, в нем под действием сил поверхностного натяжения происходит подьем жидкости на некоторую высоту. Если жидкость в капилляре совершает колебания под влиянием источника ультразвука, то капиллярный эффект резко возрастает, высота столба жидкости увеличивается в несколько десятков раз, значительно растет и скорость подьема. Экспериментально доказано, что в этом случае жидкость толкает вверх не радиационное давление и капилярные силы, а стоячие ультразвуковые волны. Ультразвук снова и снова как бы сжимает столб жидкости и поднимает его вверх. Открытый эффект уже очень хорошо используется в промышленности, например, при пропитке изоляционными составами обмоток электродвигателей, окраске тканей, в тепловых трубах и т. п.
Общество "Электрофизические Технологии" разработало принципиально новую технологию и оборудование ультразвуковой электроимпульсной дуговой сварки. Ультразвуковая электроимпульсная сварка. Импульсы сварочного тока следуют с частотой ультразвукового диапазона от
50кГц до 200 кГц. На фронтах импульсов высокочастотная осцилляция более 1 мГц, улучшающая стабильность зажигания и горения дуги. Принудительный отрыв микрокапель металла с высокой частотой идет за счет мощного электродинамического воздействия. Достигается более высокое качество сварного соединения на любых металлах. Обычный процесс дуговой сварки. Перенос расплавленного металла происходит по мере того, как капля достигает размеров превышающих диаметра электрода. Эти капли отрываются под воздействием гравитационных сил. При отрыве капель возникают кратковременные короткие замыкания и резкое увеличение сварочного тока, в результате чего происходит разбрызгивание металла и образуются различные дефекты сварного шва. Ультразвуковая электроимпульсная сварка в обычном режиме. Ультразвуковая пульсация и мощное электродинамическое воздействие обеспечивают микрокапельный перенос металла с принудительным отрывом капель от электрода. Капельная бомбардировка приводит к вибрациям расплавленного и базового металла в ультразвуковом диапазоне. Такой режим обеспечивает резкое повышение стабильности горения дуги и отсутствие разбрызгивания металла. Ультразвуковая электроимпульсная сварка короткой обжатой дугой. Ультразвуковое и электродинамическое воздействия приводит к значительному повышению давления дуги. За счет этого реализуется новый высокоэффективный способ сварки. В новом способе сварки электрод погружается в сварочную ванну вплоть до его плотного прижатия к базовому металлу. Электрод никогда не примерзает к базовому металлу из-за высокого давления дуги. Сварщик не должен заботиться о том, чтобы удерживать зазор и угол между базовым металлом и электродом. В процессе работы он прижимает электрод к базовому металлу и легко ведет его «как карандашом» вдоль шва. Зигзагообразных манипуляций электрода, присущих традиционной сварке для повышения глубины проплавления базового металла, не требуется. Энерговложение короткой обжатой дуги, находящейся непосредственно внутри сварочной ванны, столь эффективно, что позволяет расплавлять базовый металл на большую глубину без манипуляций. Дуга воздействует непосредственно на базовый металл независимо от размера сварочной ванны. Этот фактор не менее чем двукратно увеличивает скорость сварки при высоком уровне проплавления базового металла независимо от его толщины. Трудно перечислить все эффекты, возникающие в результате воздействия ультразвука на вещество, поэтому кратко перечислим основные области
прменения ультразвука, показывающих широкие возможности использования ультразвука в изобретательстве: - очистка в широком смысле(в том числе - стирка). - пропитка пористых материалов. - получение дисперсий (порошков, эмульсий и аэрозолей). - полимеризация или деструкция высокомолекулярных соединений, ускорение массообменных и химических процессов. - разрушение биологических обьектов (микроорганизмов). Действие ультразвука на жидкость базируется на использовании вторичных эффектов кавитации - высоких локальных давлений и температуры, образующихся при схлопывании кавитационных пузырьков.
Ультразвуковое воздействие (см. выше) получило распространение благодаря специфическим явлениям, возникающим в жидкости при распространении ультразвуковых колебаний. Речь идет о способе повышения интенсивности ударных волн при ультразвуковой кавитации. Важное значение для нефтяников имеет тот факт, что использование избыточного статического давления (забойное давление в скважине) в рабочем объеме жидкости при одновременном увеличение интенсивности ультразвуковых колебаний, дает возможность многократно увеличить эффективность ультразвукового воздействия на пласт. Величина давления, возникающая при кавитации, зависит главным образом от давления пара и газа в полости пузырька. Чем ниже упругость пара и растворимость газа в жидкости, тем выше интенсивность ударных волн, возникающих при захлопывании кавитационных пузырьков. Величина амплитуды смещения и колебательная скорость частиц среды зависят от амплитуды и интенсивности источника возмущения. В горных средах при удалении от источника упругой волны на десятки метров и более амплитуды частиц среды малы и после прохождения волны каждая частица практически возвращается в исходное положение. Массоперенос в поле упругих колебаний обусловлен возникновением в каждой точке порового пространства среды высоких знакопеременных (растягивающих и сжимающих) градиентов давления, переменных во времени. Влияние упругого поля на фильтрацию однородной жидкости, видимо, заключается в увеличении скорости фильтрации из-за разрушения реологической структуры жидкости, в том числе в пределах поверхностных слоев (т.н. водяной шубы), примыкающих к стенкам поровых каналов.
Возникновение упругих колебаний с амплитудами давлений, превышающими напряжение сдвига, приводит к разрушению структуры поверхностного слоя водяной шубы и превращению его в ньютоновскую жидкость с вязкостью, равной ее вязкости в объеме. При этом характер течения жидкости в поровых каналах становится близким к пуазейлевому при одновременном увеличении эффективного сечения. Например, при фильтрации воды и нефти через сцементированные керны песчаника в поле гармонических колебаний с частотой 8-16 кГц и интенсивностью до 2 кВт/м2 скорость фильтрации увеличивалась в 20 раз. Если поле имеет высокую интенсивность (свыше 0,1 кВт/м2), то более 50% его энергии в пределах ствола скважины трансформируется в тепло. Таким образом, пласт облучается совместным тепловым и акустическими полями термоакустическое воздействие. Под действием теплового поля в ПЗП происходит плавление твердых парафинов. Влияние акустического поля на пластовые флюиды заключается в возникновении знакопеременных (сжатиерастяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения пространственной структуры и пограничных слоев жидкости на поверхности поровых каналов. Помимо этого, в высокоинтенсивном акустическом поле возникают так называемые гравитационные эффекты, которые приводят к очистке ПЗП от механических примесей, грязи, твердого парафина и солей. Ультразвуковой метод воздействия в отличие от других вибрационных методов характеризуется следующими особенностями: -создаются значительно более высокие сжимающие и растягивающие градиенты давления в масштабе, соизмеримом с размером пор; -существует возможность локального и направленного воздействия на определенные зоны пласта как по его радиусу, так и по толщине; -происходит совместное воздействие на пласт теплом и высокими знакопеременными градиентами давления; -не возникают нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта. Ученые уфимского авиационного института в свое время (1983-84 гг) предложили методы расчета ультразвуковых частот исходя из условия, что пористые породы, слагающие нефтяной пласт, имеют свою резонансную частоту колебаний. Все это лежало в основе создания мощного ультразвукового излучателя для обработки (вернее, очистки) призабойной зоны пласта. Специалисты московского завода им. Ильича спроектировали и изготовили
ультразвуковую установку для обработки ПЗП, мощность которой в несколько раз превосходила мощность имеющихся акустических излучателей, используемых геофизиками для отбивки муфт. Испытания на скважине дали обнадеживающий результат по очистке ПЗП. Такого количества грязи, которое поперло из скважины, нефтяники никогда не видели. Не мешкая, создали другую установку с мощностью 25 кВт при частоте 16 кГц. Но, как всегда бывает, достоинства превратились в недостаток: слишком мощное ультразвуковое излучение разрушало соединительные уплотнения в самой конструкции и соленая пластовая вода проникала внутрь генератора и излучателя. Происходило короткое замыкание и выход из строя эл.схемы, но в течение 1015 секунд работы излучателя температура в скважине успевала подняться на 5-7 С. Устранить очевидный недостаток не удалось, так как группа энтузиастов распалась. Нефтяники снова вернулись к маломощному серийно выпускаемому (надежному) акустическому излучателю. Для увеличения эффективности очистки ПЗП пошли по пути подбора рабочих жидкостей, обладающих свойствами ПАВ- очистителей.
Обязательные подробности для специалистов В естественном залегании горные породы практически являются упругими телами. Если в элементарном объеме некоторой упругой среды в течении некоторого времени действует внешняя возбуждающая сила, в среде возникают напряжения, вызывающие относительное перемещение ее частиц. В общем случае это ведет к возникновению двух типов деформаций: объема (растяжения и сжатия) и формы (сдвига). Колебательный процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной, он характеризуется длиной волны, равной расстоянию между точками, колеблющимися в одинаковой фазе. Упругая волна, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды, в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются, называется фронтом волны. Различают два типа волн - продольные Р и поперечные S. Продольные волны связаны с деформацией объема среды. Распространение продольной волны представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающим с направлением распространения
волны. Поперечные волны обусловлены деформациями формы среды и могут существовать только в твердых телах. Распространение поперечной волны представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга: частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны. Важными кинематическими параметрами упругих волн являются скорость их распространения по лучу v (м/сек), длина волны v/f, где f- частота колебаний волны в Гц, f=1/Т, Т- видимый период волны. Условия распространения волны зависят от длины волны. Так, продольные и поперечные волны могут распространяться в телах, геометрические размеры которых превышают длину волны не менее, чем в 3 раза. Если упругая волна достигает границы раздела двух сред с различными упругими свойствами, часть энергии волны отражается- образуется отраженная волна, а часть проходит через границу- проходящая волна. Отраженная волна возникает в том случае, когда волновое сопротивление (произведение плотности на скорость) у одной среды больше, чем у другой. Распространение упругих волн в среде характеризуется многими параметрами, в том числе энергией волны, ее амплитудой, эффективным затуханием и др. Энергия упругой волны и амплитуда колебаний, наблюдаемых в той или иной точке, зависят в основном от мощности излучателя, расстояния от него до данной точки, характера горных пород и т.д. Горные породы не являются абсолютно упругими, поэтому в них происходит поглощение и рассеивание энергии упругой волны. Поглощение вызвано взаимным внутренним трением слагающих породу частиц, теплопроводностью и молекулярным поглощением среды, что ведет к необратимым превращениям энергии волны в энергию других видов. Рассеяние обусловлено неоднородностями породы, образованием отраженных, преломленных и других волн. При этом продольные волны поглощаются более интенсивно, чем поперечные, не связанные с проявлениями теплопроводности. Упругие колебания ультразвуковой частоты (десятки килогерц) при прохождении через горную породу заметно ослабляются (затухают). Поглощение упругих колебаний породой происходит вследствие необратимых процессов преобразования энергии колебаний в тепловую энергию. Затухание обусловлено в основном следующими причинами:
распространением энергии во все больший объем среды в результате расширения фронта волны при ее движении; рассеиванием и дифракцией волн на неоднородностях среды и вследствие многократных отражений и преломлений на границах сред с различными скоростями распространения колебаний. Этим объясняется сильное влияние на затухание упругих колебаний глинистости, трещиноватости, кавернозности пород и характера их насыщения. Ослабление и затухание упругих колебаний особенно сильно проявляется при ультразвуковой частоте 15-35 кГц. Коэффициент поглощения в интервале ультразвуковых частот для различных пород изменяется в широких пределах (от 0,05 до 2,5 м -1). Особенно заметное снижение энергии упругих колебаний наблюдается с удалением от излучателя. Поглощающие свойства пород связаны с литологией еще более тесно, чем скорость распространения упругих волн. Интенсивность поглощения породой упругих колебаний зависит также от состава флюида, заполняющего поровое пространство. Среднее значение скорости распространения волн в осадочных породах составляет 2500-4000 м/сек. Основные факторы, влияющие на скорость распространения упругих колебаний в горных породах: литологоминералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, форма и размер пор, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих колебаний в воде зависит от минерализации, температуры и давления. С повышением минерализации воды скорость увеличивается. Например, при росте минерализации воды от 0 до 200 г/л скорость распространения волн при 20 оС увеличивается от 1475 до 1700 м/сек, т.е. на 18 %. При повышении температуры до 70 оС наблюдается заметное возрастание скорости распространения упругих волн, при дальнейшем увеличении температуры воды- тенденция к снижению скорости. Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется в первую очередь большей по сравнению с водой сжимаемостью углеводородов. Так, скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой. С повышением давления происходит увеличение скорости распространения упругих волн. Например, в воде, находящейся под давлением около 60 МПа,
скорость увеличивается на 7% по сравнению со скоростью в воде, находящейся при атмосферном давлении. При низком давлении даже очень небольшое содержание газа в жидком заполнителе пор приводит к резкому уменьшению скорости распространения волн в пласте. С ростом давления наблюдается плавное увеличение скорости в породе, содержащей газ. На скорость распространения упругих волн в породе большое влияние оказывает разность горного и пластового давлений (эффективное давление). С глубиной разность горного и пластового давлений возрастает, что вызывает увеличение скорости распространения упругих волн. Под влиянием эффективного давления происходит процесс сближения и переупаковки зерен, что обеспечивает взаимный контакт большинства зерен и ведет к постепенному увеличению скорости. Скорость распространения упругих волн в значительной мере зависит от структуры и размера пор. Например, вертикальные трещины мало изменяют скорость в породе, в то время как горизонтальные трещины оказывают приблизительно такое же влияние, как межзерновая пористость. Каверны достаточно крупных размеров не оказывают влияние на скорость распространения упругих волн.
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД Показаны факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин при заводнении многопластовых нефтяных месторождений. Рассмотрены методы ограничения движения воды в пористой среде. Изложены физико-химические основы применения водоизолирующих материалов в нефтеводонасыщенных пластах. Анализ результатов разобщения пластов в процессе строительства и ремонта скважин показывает возможность более качественного решения многих вопросов в процессе строительства скважин с меньшими затратами, чем при КРС. К ним, в частности, относятся: отключение водоносных и заводненных пластов, предварительная изоляция подошвенных вод, повышения эффективности эксплуатации скважин и ремонтных работ. При этом необходимо учесть, что геофизические исследования по оценке водонефтяного контакта, расчленению водоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе более результативны в процессе строительства скважин. К тому же, техническая оснащенность и механизация, условия труда в буровых бригадах лучше, чем в бригадах КРС. Строительство более качественных скважин, с новыми конструктивными и функциональными элементами, обеспечивающими ресурсосберегающие технологические решения, как в процессе строительства, так и эксплуатации скважин является актуальной проблемой эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений. Важность этих проблем еще больше усиливается в перспективе из-за постепенного увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти, непрерывного ухудшения структуры запасов на действующих и неблагоприятной характеристики их на вновь открываемых месторождениях, выработка запасов которых потребует массового применения химических, тепловых и других методов интенсификации. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее и ближайшее десятилетия является одной из главных проблем энергообеспечения. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 -0,45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими промышленно освоенными методами разработки достигают
примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей. Ввиду недостаточности нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды, как основного средства нефтевытеснения, в 1960 -1980 гг. большое внимание в нашей стране и за рубежом было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. В этом направлении были достигнуты определенные успехи, на что указывает создание в этот период множества физико-химических методов, основанных на применении ПАВ, кислот, щелочей и растворителей. При этом коэффициент охвата пластов воздействием остается низким, что во многом определяет недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи пластов. Охват объема пласта воздействием во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств пород пласта, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Из них наиболее существенное влияние оказывает проницаемостная неоднородность. Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, заколонного, внутриконтурного и других систем заводнения. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют: избирательное заводнение, позволяющее рационально использовать энергию закачиваемой воды; очаговое, циклическое заводнение; применение повышенных давлений на линии нагнетания, а также выбор оптимальной сетки скважин. Как показал опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80 - 90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40 - 50 % извлекаемых запасов нефти. В этих условиях не эффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, кислот, щелочей, растворителей и полимеров.
Объективной необходимостью для увеличения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти из невыработанных зон, обеспечивая тем самым регулирование заводнением и повышение конечной нефтеотдачи. На поздней стадии разработки месторождения с обширными промытыми водой зонами методы ограничения движения вод в них являются одним из основных средств регулирования заводнением и повышения нефтеотдачи пласта. В нефтепромысловой практике методы ограничения притока вод в добывающих скважинах применяются с самого начала эксплуатации залежей. Однако эффективность их вследствие отсутствия необходимого ассортимента химреагентов оставалась сравнительно низкой, а область применения ограничивалась обработкой призабойной зоны пласта. В основном, они рассматривались как одно из средств повышения коэффициента эксплуатации скважин. Недостаточная изученность механизма их воздействия на продуктивные пласты в 1960 - 1970 гг. препятствовала целенаправленному применению технологий ограничения движения вод в пластах для повышения эффективности методов заводнения и конечной нефтеотдачи. В этот период в научных периодических изданиях были опубликован ряд работ, в которых высказывались сомнения в целесообразности использования водоизолирующих материалов в системе разработки месторождений и возможности избирательного воздействия на пласт. Широкое внедрение ремонтно-изоляционных работ (РИР) на месторождениях страны в 1970 - 1980 гг. показало, что геолого-технические мероприятия с применением РИР являются эффективным средством извлечения нефти из обводненных пластов на различных стадиях эксплуатации месторождений нефти. Обоснована концепция о роли водоизоляционных работ, основанных на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтенасыщенного коллектора, как средства регулирования заводнением и повышения конечной нефтеотдачи пластов. Значительное место в работе занимают исследование физико-химических процессов взаимодействия закачиваемых химреагентов с породами и пластовыми жидкостями, изучение
закономерностей изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллекторов и прироста добычи нефти. РАЗРАБОТКА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Разработка многопластовых нефтяных месторождений заводнением осуществляется путем выделения эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельной сеткой скважин, включающих один или несколько пластов, имеющих достаточные запасы нефти. В реальных условиях в составе объекта разработки оказываются неоднородные по геологическому строению, коллекторским свойствам и продуктивной характеристике пласты, что приводит к ухудшению условий выработки части коллектора, имеющей низкую проницаемость, к неравномерному их заводнению, к снижению коэффициента охвата объекта воздействием, отбору больших объемов закачиваемой воды и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей разработки. Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов заводнения, таких как площадной, законтурный, внутриконтурный. Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении используется для интенсификации разработки месторождений в начальных стадиях и как вторичный метод разработки после извлечения значительных запасов нефти. В условиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать характер неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны располагаться рассредоточенно по площади и окружены добывающими скважинами для снижения эффекта интерференции. Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность: наряду с интенсификацией добычи нефти оно способствует увеличению нефтеотдачи пластов/ Более совершенной системой является очаговое заводнение, основанное на поддержании пластового давления, которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно пробуренные для этой цели. Наряду с другими очевидными преимуществами метода очаговое
заводнение позволяет избирательно изменять направление потоков и градиента давления на фронте вытеснения нефти водой и отбора жидкостей с целью вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. Результаты промышленных испытаний очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях Республики Татарстан показали, что в условиях зональной и послойной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов воздействием, являясь эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов. История разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторе: обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняются исключительной сложностью геологического строения продуктивных пластов, трудностью регулирования процесса вытеснения нефти водой из залежей, а также отсутствием радикальных методов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования глубинными потокомерами, на второй стадии разработки Ромашкинского месторождения средняя работающая толщина в 226 скважинах составила 50 % от перфорированной части коллекторов , при этом охват песчаников пластов изменяется в пределах 48 - 83 %, алевролитов - от 28 до 60 %. На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований можно разделить способы повышения эффективности методов заводнения на две большие группы: одна основывается на применении тепловых, химических и газовых агентов, другая - на совершенствовании технологии и системы заводнения. Рассматривая вопросы совершенствования технологии, отмечает, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения в работу новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно с помощью методов регулирования разработки заводнением, основными из которых по вышеприведенной классификации являются: применение повышенных давлений на линии нагнетания;
изменение направления фильтрационных потоков; циклическое воздействие на пласт; режим эксплуатации скважин; выделение объектов разработки по коллекторским свойствам; выбор сетки скважин и порядок разбуривания. Перечисленные принципы регулирования широко применяются в системе разработки нефтяных месторождений. Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахмановской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурномеханических свойств нефти в малопроницаемых пропластках. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составило 22,1 % . Перевод на повышенное давление закачки воды позволил довести суммарный прирост добычи нефти по Ромашкинскому месторождению на начало 1980 г. до 160-106 т. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода: при повышении давления нагнетания до 0,8 - 0,9 горного (23 - 25 МПа) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пропластков, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 на Ромашкинском месторождении при этом не включаются в активную разработку ; с повышением давления нагнетания выше горного коэффициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции; с увеличением толщины заводняемого пласта коэффициент охвата уменьшается, так как с повышением давления поглощение воды увеличивается, главным образом, за счет роста приемистости интервалов с лучшими коллекторскими свойствами; ограничивающим фактором повышения давления является разрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой. Улучшение вытеснения нефти с высокой вязкостью (100 - 300 мПа-с) только за счет повышения давления сопряжено с большими трудностями, в пласте с проницаемостью 0,308 мкм2 необходимо создать давление 30 МПа/м, чтобы коэффициент нефтеотдачи был равен 0,5. Этим можно объяснить наиболее контрастное проявление фактора давления нагнетания на обводненных месторождениях с высоковязкой нефтью. На Ново-Хазинском и Арланском
месторождениях, при текущей нефтеотдаче 10 - 17 % содержание воды в добываемой продукции составило 68 - 72 %, что указывает на небольшой охват объекта разработки нефтевытеснением. Данная особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах XIII-XVIII с толщиной пластов от 31 до 61 м при обводнении 93 % фонда добывающих скважин нефтеотдача составила всего 9 %, а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8 коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой продукции 65 - 70 % составляет всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений низкая эффективность применения повышенных давлений нагнетания воды связана с образованием высокопроницаемых промытых зон, по которым фильтруется основная масса воды, не оказывая положительного влияния на выработку малопроницаемых нефтесодержащих пропластков. Применение высоких давлений на линии нагнетания не позволяет решить задачу полного охвата неоднородных пластов заводнением вследствие преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) по высокопроницаемым интервалам коллектора. Неполный охват обводненного пласта воздействием полностью не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направления потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к увеличению отборов нефти на второй и третьей стадиях разработки. Показано, что на Ромашкинском и Самотлорском месторождениях применение циклического заводнения в 1974 -1978 гг. позволило дополнительно извлечь 136 тыс. т нефти, что на одну скважину составляет 2520 т. Эффективность применения циклического воздействия на месторождениях Татарстана на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой продукции (более 70 - 80 %) снижается. Наименьшие и нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность применения методов заводнения более 10 лет, что свидетельствует о снижении эффективности метода на поздней стадии разработки. На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал
равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения. Важными вопросами эффективной разработки месторождений являются выбор оптимальной сетки скважин и порядок разбуривания. В России принято двухстадийное разбуривание: первоначально разбуривается редкая сетка скважин с последующим избирательным уплотнением с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. Эффект уплотнения зависит от расчлененности объекта разработки, коллекторских характеристик совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки месторождения. Влияние стадии разработки на эффективность наглядно иллюстрируется примером по Ромашкинскому месторождению: в начальный период внедрения метода (1962 - 1972 гг.) среднегодовая добыча нефти на одну дополнительную скважину росла, а в последующие годы (1973 - 1979 гг.) наблюдалось ее снижение. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2 - 11,2 тыс. т (по группам) до 1,1 - 6,6 тыс. т в год на одну скважину. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии разработки месторождений сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, основанных на гидродинамическом воздействии, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление не извлеченных запасов нефти в малопроницаемых пластах или отдельных прослоях коллектора с разной проницаемостью. Увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке многопластовых залежей можно добиться формированием объектов самостоятельной эксплуатации путем избирательного включения в них пластов с одинаковыми и близкими коллекторскими свойствами по всей толщине продуктивного пласта . В сущности, метод основывается на изменении неоднородности эксплуатационного объекта, состоящего из нескольких изолированных друг от друга пластов, различающихся по подвижности жидкостей, при котором не исключается и отключение из разработки пластов с высокими фильтрационными характеристиками для воды. Применение указанного выше принципа в системе разработки Ромашкинского
месторождения позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из послойно-неоднородных пластов. Указанная особенность метода формирования объекта объясняется сохранением присущего заводнению недостатка - неравномерной фильтрации воды в неоднородном коллекторе. Проведенный обзор работ показывает, что полный охват пластов заводнением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности разрабатываемых объектов. В неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах. Современные методы регулирования заводнением залежей, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата воздействием не вовлеченных в разработку участков. Однако они эффективны лишь в определенных физикогеологических условиях, т.е. не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват пласта заводнением в условиях высокой обводненности добываемой продукции. На поздних стадиях разработки залежей влияние этого фактора является превалирующим вследствие образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, не оказывая влияния на менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. Этим можно объяснить стабилизацию значений коэффициента нефтеотдачи при современных методах заводнения на уровне 0,3 - 0,5 от балансовых запасов. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научнотехнической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли водоизоляционных работ в качестве средства регулирования заводнением. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН В условиях нефтенасыщенных коллекторов достижение высоких значений коэффициента охвата при разработке залежей методами заводнения требует решения целого ряда дополнительных задач, связанных с исследованиями причин и характера обводнения пластов и скважин, созданием на их основе эффективных методов ограничения движения вод и выбором оптимальных
условий применения их в системе разработки месторождений в целях повышения нефтеотдачи. В данном разделе приведены основные результаты анализа причин обводнения более 2000 скважин на месторождениях УралоПоволжья и Западной Сибири во взаимосвязи с геологическим строением продуктивного пласта, физико-химическими условиями образования водоизолирующей массы и режимами заводнения применительно к решению задач повышения охвата пласта заводнением. Согласно классификации факторов обводнения добывающих скважин, составленной по результатам опубликованных исследований, основные причины обводнения продукции скважин разделены на две большие группы: -технические; -геолого-физические и технологические. Устранение этих причин создает благоприятные условия для выработки многопластовых залежей с применением методов регулирования разработки заводнением и других, основанных на гидродинамическом воздействии на коллектор. Группа технических причин включает нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозионного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации. Методы восстановления технического состояния крепи скважины предусматривают цементирование заколонного пространства и ликвидацию нарушений обсадных колонн нагнетанием тампонирующего материала, сменой труб, установкой перекрывающих устройств. В результате устранения нарушений в крепи скважины обеспечивается изоляция притока посторонних вод, не участвующих в вытеснении нефти, что способствует повышению эффективности эксплуатации скважин. Эти причины обводнения рассмотрены ниже достаточно подробно. ПРИЧИНЫ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН При разработке многопластовых месторождений, в которых нефтеносные пласты отделены от водоносных непроницаемыми глинистыми пропластками небольшой толщины (менее 4 м), не достигается надежная изоляция нефтеносных и водоносных пластов. На рис.1 представлена зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h, а в таблице интенсивность изменения функции Р = f(h) в различных интервалах. Зависимость Р= f(h) показана кривой 1 на первый год эксплуатации скважин, при толщине разобщающего пропластка 2 м обводняется 45 % скважин, при толщине 1 м - 80 %.
Изменение частоты обводнения Толщина разобщающего пропластка, м
в первый год на третий год эксплуатации после эксплуатации после строительства строительства скважин скважин
в первый год эксплуатации после ремонтного цементирования
0-1,5
40,0
30,0
11,3
1,5-4
21,2
14,8
5,6
более 4
2,8
6,0
2,0
Сопоставления интенсивности изменения функции Р= f(h) на первый год эксплуатации после проведения водоизоляционных работ (кривая 2) и после их строительства (кривая 1) показывает резкое ее уменьшение в интервале толщины разобщающего пропластка 0-4 м. Это обусловлено, очевидно, повышением надежности разобщения пластов при проведении водоизоляционных работ путем цементирования, при котором образовавшиеся после размыва глинистой корки каналы заполняются цементным раствором. В том и другом случае цементирование проводилось тампонажным цементом с последующей перфорацией кумулятивными перфораторами типа ПК-103 с плотностью 20 отверстий на один погонный метр и подъем жидкости осуществляется глубинными насосами. Преждевременное обводнение скважин после их строительства и проведение их водоизоляционных работ цементированием имеют различный характер.
Рис. 1. Зависимость частоты обводнения скважин Р от толщины разобщающего пропластка h: 1- через год эксплуатации 856 скважин Ромашкинского месторождения; 2 - те же скважины через 3 года эксплуатации; 3 - через год эксплуатации после водоизоляционных работ цементированием. В первом случае преждевременное обводнение скважин происходит из-за наличия на стенках скважины глинистой корки и последующего его размыва, во втором - из-за образования трещин в цементном кольце, вследствие воздействия на него значительных динамических нагрузок при проведении в скважине различных технологических операций. Обобщение полученных результатов показывало, что преждевременное обводнение скважин в значительной степени зависит то толщины разобщающего пропластка. Резкое изменение интенсивности возрастания функции Р= f(h) при толщине разобщающего пропластка 3-4 м характеризует этот интервал как критический, который обусловливает различие в причинах и отсюда методах предупреждения преждевременного обводнения скважин. Для интервала толщины разобщающего пропластка 0-1.5 м первопричиной преждевременного обводнения является наличие на стенках скважин глинистой корки, для интервала 1,5-4 м - совместное влияние низких физикохимических свойств тампонажного цемента и глинистой корки, более 4мнизкая сопротивляемость цементного камня воздействию значительных динамических нагрузок. При существующей технологии цементирования скважин не удается полностью удалить глинистую корку с ее стенок, в результате чего в заколонном
пространстве цемент не имеет непосредственного контакта с проницаемыми пластами. Экспериментальными исследованиями по изучению прочности глинистой корки и характера ее разрушения проведены на специально сконструированной установке, модулирующей часть ствола скважины в интервале залегания продуктивного пласта. Глинистая корка начинает разрушаться против выходного отверстия при достижении определенного удельного давления, возникающего на стенках скважины при радиальном потоке жидкости. В результате действия перепада давлений на этом участке глинистая корка прорывается и полностью вымывается или в ней образуются каналы (свищи). После этого зона максимального удельного давления на глинистую корку перемещается вниз вдоль контакта стенки скважины - цементное кольцо, нарушая герметичность последнего. Установлено, что глинистая корка не разрушается при подаче воды к торцевой части модели скважины (по площади поперечного сечения модели) под давлением 1 МПа, но интенсивно размывается при радиальном сечении воды по контакту стенка скважины цементный камень под давлением 0,15 МПа. Для более детального исследования влияния глинистой корки на обводнение скважин нами были проанализированы результаты эксплуатации 16 скважин Акташской площади Ромашкинского месторождения. Нефтеносная толщина пласта в этих скважинах была вскрыта в кровле одним отверстием, созданным методом ГПП. Изучалось влияние на процесс обводнения скважин наличия на ее стенках глинистой корки и перфорации при условии, что вертикальные трещины в цементном кольце при создании одного перфорационного отверстия не распространяются на большие расстояния от интервала перфорации. Скважины разделены на три группы. К первой группе относятся скважины, у которых по геофизическим исследованиям не прослеживается разобщающий пропласток между нефтяным и водоносными пластами, ко второй - скважины с толщиной пропластка не более 1 м, к третьей - с толщиной более 1 м Усреднением показателей по группам скважин можно получить модели средних скважин для каждой группы. Так, средняя скважина первой группы проработала 58 мес. и обводнилась в течение первого года эксплуатации (безводный период эксплуатации составил 9 мес при соотношении добытой нефти и воды 0,25). Модель средней скважины, характеризующая вторую группу, проработала при некотором увеличении безводного периода эксплуатации по сравнению с моделью первой группы, хотя толщина нефтеносного пласта в этом случае на
много больше, чем модели средней скважины первой группы. Показатели модели средней скважины, представляющей третью группу с толщиной разобщающего пропластка 1 м, отличаются от показателей первых двух групп. При толщине нефтеносного пласта 3,6 м и водоносного пласта 7,9 м модель скважины проработала без воды на 13 мес больше, чем модель первой группы скважин, при значительном превышении добытой нефти над количеством добытой воды с 1 м толщины пластов (более чем в 4,5 раза). Так, скважина 1548 с толщиной разобщающего пропластка 1,5 м вступила в эксплуатацию с дебитом 3 т/сут, затем дебит постепенно (в течение 2 мес) возрастал до 10 т/сут. Через 20 мес эксплуатации отмечено проявление воды доля ее в добываемой продукции резко возросла. Для всех скважин с разобщающим пропластком толщиной менее 4 м характерно вступление В эксплуатацию с безводным дебитом нефти, скачкообразный рост безводного дебита, а также появление воды в добываемой продукции и резкое превышение добычи воды над нефтью. В скважинах 1712А, 1547 и 1548 после эксплуатации с одним перфорационным отверстием был произведен повторный прострел эксплуатируемого нефтеносного пласта кумулятивными перфораторами ПК-103 с числом отверстий соответственно 30, 10 и 5. Последующая эксплуатация показала, что увеличения дебита нефти в исследуемых скважинах не наблюдалось. Анализировались также результаты эксплуатации скважин с одним перфорационным отверстием - скв.1404 и 1387 и соседних скважин, в которых вскрыты те же пласты - соответственно скв.1309 (60 отверстий) и 1386 (четыре отверстия). Исследованием установлены равенство суточных дебитов соседних скважин и одинаковый скачкообразный характер их изменения. Скважина 1386 с разобщающим пропластком толщиной б м имела безводный период эксплуатации, скважина 1309, в которой прострелено 60 отверстий, даже при толщине разобщающего пропластка 9 м, обводнилась при вводе в эксплуатацию. При притоке жидкости со всей поверхности ствола скважины в интервале нефтеносного пласта увеличение плотности перфорации не приводит к повышению продуктивности скважины, так как количество поступающей в ствол скважины жидкости определяется пропускной способностью отверстий и в то же время улучшает условия для возникновения процесса обводнения скважин. При вызове притока жидкости из пласта, в скважину через перфорационные отверстия ее радиальным потоком глинистая корка постепенно размывается сначала в. районе созданных перфорационных каналов или микротрещин в
цементном кольце. После размыва глинистой корки части интервала продуктивного пласта скважина эксплуатируется с постоянным дебитом. В процессе перераспределения давления между пропластками на контакте скважина глинистая корка создаются условия, при которых происходит дальнейший ее размыв. Глинистая корка размывается до полного освобождения всего интервала нефтеносного пласта, причем скорость этого процесса зависит от коллекторских свойств пропластков, а также от создаваемого при эксплуатации перепада давлений. Полное освобождение от глинистой корки всего интервала нефтеносного пласта определяется в основном расстоянием от интервала перфорации до водоносного пласта, которое включает и толщину разобщающего пропластка. При толщине разобщающего пропластка менее 1,5 м происходит преждевременный прорыв глинистой корки водой в результате возникновения касательных напряжений, превышающих напряжения сдвига в корке. При толщине разобщающего пропластка 1,5-4м более полное подключение нефтеносного пласта в эксплуатацию и увеличение безводного периода эксплуатации скважин являются следствием ухудшения условий возникновения гидродинамической связи между интервалом перфорации и водоносным пластом. При образовании гидродинамической связи из-за низких физикохимических свойств тампонажного цемента вода поступает в интервал перфорации и начинает размывать глинистую корку. Процесс преждевременного обводнения скважин усугубляется прежде всего перфорацией с использованием технических средств - корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов. При этих способах перфорации наличие обсадной трубы против перфорируемого пласта приводит к разрушению цементного камня, причем на значительном удалении от вскрытых участков, что является одной из причин преждевременного обводнения скважин. Известно, что ударная волна по металлу распространяется в 8 раз быстрее, чем по цементному кольцу. При многократных залпах при вскрытии пласта кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслоению цементного камня от нее. Как показывают исследования, подобные нарушения наблюдались в шести из десяти исследованных скважин в интервале от 2 до 6 м от перфорированных отверстий и четыре из них (40 %) обводнялись в процессе освоения. Результаты опытов, проведенных как в лабораторных условиях, так и в скважинах показывают, что при перфорации колонн, как пулевым залповым
перфоратором, так и корпусным кумулятивным перфоратором (ПК-103) внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но, зачастую, и к разрушению обсадной колонны. Кроме указанного, при этих способах перфорации возникают аварии из-за прихвата перфорационных снарядов, из-за малого зазора Между диаметром снаряда и внутренней стенкой обсадных труб, особенно при перфорации летучек, хвостовиков, а также эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин. Вторая группа факторов обводнения объединяет причины, связанные с обводнением скважин водой, поступающей по продуктивным пластам. При совместной эксплуатации пластов естественный темп обводнения скважин зависит от физико-геологических свойств пород и насыщающих жидкостей, который ускоряется при искусственном заводнении при высоких давлениях нагнетания. Разница в вязкости воды и нефти в значительной мере усиливает процесс неравномерности продвижения фронта воды как по толщине, так и по площади . При геологическом изучении крупнейших нефтяных месторождений УралоПоволжья, Западной Сибири и других районов установлена изменчивость толщины песчаных прослоев, их коллекторских свойств и литологического состава. Выделяются следующие типичные формы распространения терригенных коллекторов: - пластовый характер распространения алевро-песчаников на обширных территориях с толщиной песчаников 3 - 8 м с полным замещением коллектора глинами или отдельными прослоями; - переслаивание песчаников и глин. Те и другие литологические разновидности имеют широкое распространение по площади, песчаники выклиниваются в глинах и наоборот; - распространение песчаников в виде рукавов, шнуров, полос глин и сообразно этому наличие литологически ограниченных рукавообразных, шнурковых залежей, ширина которых может изменяться от 100 - 200 м до 5 - 6 км; - непрерывное распространение песчаников толщиной более 10 - 15 м на обширной площади, превышающей залежи на данном месторождении; - в большинстве случаев проницаемость в направлении, параллельном и перпендикулярном напластованию, различна; - минимальная проницаемость, наблюдающаяся в интервалах пласта, непосредственно прилегающих к его кровле и подошве.
Влияние геологического строения продуктивного горизонта на характер обводнения пластов и скважин в процессе разработки месторождений заводнением изучалось многими исследователями. Случайность (хаотичность) распределения зональной, послойной, внутрислойной неоднородности не во всех случаях позволяет регулировать равномерность продвижения фронта заводнения только расстановкой скважин в начале разработки залежей или изменением производительности скважин . При зональной неоднородности пласта на высокопроницаемых участках даже при весьма малых отборах нефти происходит опережающее внедрение контурных вод, а на слабопроницаемых участках при сильной интенсификации отбора нефти контурные воды внедряются с резким отставанием. При искусственном заводнении указанные процессы проявляются более контрастно. Таким образом, неоднородность пластов по проницаемости -одна из главных причин неравномерного вытеснения нефти водой и преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и добывающих скважин при неполной выработке пластов. Эксплуатация их сопровождается отбором большого количества попутной воды. Наиболее сложной проблемой является извлечение нефти из водонефтяных зон в литологически однородных пластах, которые содержат значительную часть не извлеченных запасов. Основные причины поступления подошвенной воды следующие: - приближение контурных вод по мере отбора нефти из пласта; - образование конуса подошвенной воды; - образование каналов в заколонном пространстве скважины. В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Теоретические исследования показывают, что обводнение несовершенной скважины, вскрывшей литологически однородный пласт, наступает очень быстро, и до момента его наступления из скважины можно извлечь незначительную часть нефти. Однако степень участия различных путей водопритоков в скважины из водонасыщенных пластов ими не определялась. Анализ промысловых данных по разработке литологически однородных водонефтенасыщенных пластов показал, что в большинстве скважин фактическое время конусообразования значительно превышает расчетное. Увеличение продолжительности безводного периода эксплуатации указывает на наличие в литологически однородном пласте пропластков низкой проницаемости, т.е. имеет место внутрипластовая проницаемостная
неоднородность, что подтверждается различной длительностью подъема ВНК при одинаковом отборе жидкостей из коллекторов. По результатам проведенных исследований закономерностей обводнения скважин, пробуренных в литологически однородных и неоднородных пластах, установлено, что для обеих категорий скважин типичны следующие этапы обводнения: -появление и постоянный рост содержания воды в добываемой продукции; -резкое (скачкообразное) возрастание количества воды; -стабилизация обводненности. Такой ступенчатый переход повторяется несколько раз, что характерно для большинства скважин исследуемых месторождений. Эту закономерность можно объяснить образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения глинистой корки в зоне контакта цементного камня с породой или в самом цементном камне . В период стабилизации обводнения размеры канала в сечении и толщина пласта-обводнителя не изменяются или изменяются незначительно. Рост обводненности продукции скважин соответствует резкому расширению путей притока вод и подключению новых обводненных пропластков. Разрушение материала, заполняющего заколонное пространство, будет продолжаться до тех пор, пока поверхность раздела нефть вода вблизи скважины будет деформироваться. Отсутствие условий для резких изменений количества поступающей из пористой среды воды позволяет заключить, что ступенчатый характер возрастания обводненности добываемой продукции при постоянном отборе жидкости указывает на подключение в работу нового пласта-обводнителя. Данный процесс может быть ускорен при наличии химически активных элементов. В результате происходит подключение в работу новых пропластковобводнителей, резко изменяющих содержание воды в добываемой продукции. Результаты исследований притока жидкостей в скважины, в которых не был вскрыт ВНК, подтверждают вышеприведенную гипотезу обводнения добывающих скважин. В большинстве из них наблюдалось равномерное обводнение во времени. Результаты согласуются с выводами приведенных выше теоретических работ и подтверждают экспериментальные данные о наличии в литологически однородных по геофизическим данным пластах пропластков разной проницаемости, влияющих на движение жидкостей в коллекторе. О неоднородности таких пластов свидетельствуют результаты глубинных исследований дистанционными расходомерами , которые показали неравномерное распределение давления в разрезе одного и того же пласта.
Такие характеристики, как гидропроводность и пьезопроводность, в пределах одного и того же пласта изменяются в широких пределах, что способствует неравномерности обводнения, усиливающейся при искусственном заводнении. Несмотря на применение интенсивной системы разработки с высокими давлениями (15-20 МПа) на линии нагнетания на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, выработка запасов отдельных пластов и участков происходит неравномерно, 1/6 извлекаемых запасов нефти не вовлечены в разработку вообще в момент перехода на четвертую стадию эксплуатации при резком снижении добычи нефти и росте обводненности добываемой продукции. Для более эффективного использования энергии закачиваемой воды при вытеснении нефти необходимо ограничить движение воды в высокопроницаемых обводненных пропластках. Наличие неоднородных по проницаемости пропластков показывает, что качественное разобщение продуктивного пласта при этих условиях является первым этапом борьбы за увеличение охвата его воздействием, исключающим преждевременное обводнение нефтесодержащих пропластков. Этот этап должен начаться в период строительства скважины. В связи с этим представляет интерес метод разобщения пластов с применением полимерцементных растворов с отверждающим фильтратом, внедренный на многих скважинах месторождений Республики Татарстан. Изучение закономерностей обводнения пластов на первой и второй стадиях разработки Ново-Елховского месторождения показало следующее. Обводнение скважин происходило с самого начала разработки и увеличивалось с ростом объема закачки. Обводненный фонд после интенсификации закачки до 16 млн м3 в год (на 1.01.1972) на второй стадии разработки залежи включал 326 скважин, из них 234 обводнились по заколонному пространству из нижележащих водоносных пластов. Большая часть обводнившихся закачиваемой водой скважин приходится на разрезающий и первый эксплуатационный ряды. Для них характерен рост обводненности до 80 - 90 % за сравнительно короткие сроки, при этом отбор нефти из пласта не превышал 13 - 20 % от извлекаемых запасов. Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки, что влияет на рост объема не только попутно добываемой закачиваемой воды на одну скважину, но и поступающей по заколонному пространству пластовой и контурной воды из-за приближения водонефтяного контакта. Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам , обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Заводнение их значительно опережало заводнение в
вышележащих объектах эксплуатации. Основной объем закачки (79 %) приходится на пласты "в" и "г". Влияние закачки на пласты "бГ и "б2+3" было незначительным, а на пласт "а" практически отсутствовало. В результате такого распределения закачиваемой воды между нижними и верхними пластами возникли значительные перепады давления, которые привели к росту числа обводненных скважин по заколонному пространству. Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади -в период увеличения объема закачки - показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Так, в 1972 г. из 95 обводненных закачиваемой водой скважин добыли 2,02 млн м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн м3 пластовой воды добыты из 278 скважин. Максимальному росту объема закачки соответствовало резкое возрастание попутно извлекаемой воды на одну скважину. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды. Суммарная добыча жидкостей и другие показатели составляют модель разработки Ново-Елховского месторождения в целом, аналогичную предыдущим. Различие заключается в большой длительности первой и второй стадий за счет более позднего включения в разработку Акташской площади. Максимальный годовой отбор нефти по месторождению достигнут только в 1976 г., по Ново-Елховской площади - в 1968 г. Следует отметить, что отдельные участки нефтеносной площади с низким фильтрационным сопротивлением и зоны на линии нагнетания обводняются уже на первых стадиях разработки месторождения. Вследствие опережающей выработки обводнение пласта "в" произошло уже на второй стадии разработки площади в 1973 г., т.е. в этот период для восточного блока Ново-Елховской площади уже наступила поздняя стадия эксплуатации, коэффициент текущей нефтеотдачи при этом достиг 0,44. В целом модель разработки блока подобна моделям разработки всей площади и месторождения и подтверждает вывод А.П. Крылова о том, что стадия разработки месторождения представляет собой сумму множества начальных и поздних стадий выработки отдельных пластов и участков пласта. Отсюда возникает необходимость индивидуального подхода к применению новых методов воздействия на пласты в зависимости от состояния разработки как
всего месторождения, так и отдельных объектов. Обводненность добываемой продукции является одним из основных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в пределах 96 98 % они отключаются из разработки. Как показано на примере НовоЕлховского и других месторождений, указанные значения обводненности вследствие неоднородности пластов могут наступить значительно раньше достижения проектных показателей из-за прогрессирующего обводнения высокопроницаемых зон. При этом в малопроницаемых и застойных зонах остается большое количество не извлеченной нефти. Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. На всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков. Рациональное использование энергии закачиваемой воды для заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений становится одним из основных условий извлечения остаточной нефти из обводненных пластов, так как в этот период практически весь фонд скважин требует проведения мероприятий по ограничению притока воды в добывающие скважины всего месторождения. Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой жидкости являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству. Эти процессы могут происходить на отдельных участках и в скважинах на всех этапах разработки нефтяного месторождения.
Поэтому комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия: -качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважин; -ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ; -ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора. Последние два мероприятия взаимосвязаны между собой: в первом случае задача решается путем ограничения притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины, во втором - через нагнетательные ограничением движения закачиваемых и контурных вод по всему пласту. Как показано в предыдущем разделе, эти технологические мероприятия в условиях высокой обводненности извлекаемой продукции могут повысить эффективность методов заводнения. Поэтому создание высокоэффективных технологий ограничения водопритоков в скважины, особенно движения вод в промытых пластах и пропластках, является одним из важных элементов совершенствования методов регулирования разработки залежей заводнением. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН) Другое направление развития новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) основывается на повышении коэффициента вытеснения нефти водой. Для этой цели можно применять химические реагенты, улучшающие нефтевытесняющие свойства воды, поверхностно-активные вещества и различные композиции. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) основывается на повышении нефтеотмывающих свойств воды и активации полимерных и диффузных процессов вытеснения при снижении межфазного натяжения на границе раздела нефть -вода. Адсорбируясь на поверхности капель нефти и породы, ПАВ препятствуют коалесценции капель и прикреплению их к породе. При низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются, уменьшая тем самым работу, необходимую для проталкивания их через сужения пор . Моющее действие водных растворов ПАВ проявляется и по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, что приводит к разрыву пленки и диспергированию нефти в водной фазе, а также к стабилизации дисперсии. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз и вытеснив активные компоненты нефти, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах пласта, благодаря чему ускоряется процесс капиллярного впитывания воды. В результате действия перечисленных факторов снижается давление нагнетания,
уменьшается удельный расход воды, повышается воздействие на пласт, возрастает темп отбора и уменьшаются сроки разработки. Несмотря на положительное воздействие оторочек ПАВ при заводнении пластов на текущую нефтеотдачу и снижение отбора воды, по промысловым данным однозначно оценить эффективность затруднительно, так как прирост коэффициента нефтеотдачи не превышает 2 - 5 %, что свидетельствует об ограниченных возможностях методов повышения нефтеотдачи, основанных только на принципе снижения межфазного натяжения. Для повышения нефтеотдачи в условиях месторождений Республики Татарстан в качестве основного реагента раньше использовались сернокислотные отходы нефтеперерабатывающих заводов - так называемая алкилированная серная кислота (АСК). Реагент в своем составе содержит серную кислоту (80 - 86 %), сульфокислоты (10 - 13 %), смолисто-маслянистые вещества (5-8 %), карбоновые кислоты (0,5 %). Сущность метода заводнения с применением АСК для повышения нефтеотдачи заключается в комплексном воздействии на процессы, протекающие на фронте вытеснения и в зоне фильтрации вытесняющего агента, целым рядом факторов, являющихся результатом взаимодействия концентрированной серной кислоты с насыщающими пласт флюидами и минералами скелета перового пространства. Авторы данного метода считают, что наиболее благоприятное влияние на механизм повышения нефтеотдачи оказывают такие химические факторы, как процесс внутрипластового сульфирования углеводородов, конечными продуктами которого являются поверхностно-активные вещества, коллоидное растворение смолистых компонентов нефти, образование малорастворимых в воде солей кальция и углекислоты. Существенное влияние на вытеснение нефти оказывают физические и гидродинамические факторы, к которым относятся: выделение тепла, увеличение локальной эффективной вязкости вытесняющего агента, избирательное выпадение гипса в зонах нарушения химического равновесия, увеличение пористости и проницаемости коллектора за счет растворения карбонатных составляющих скелета перового пространства, уменьшение набухаемости глин. Как видно, точного описания принципа вытеснения по данному методу не сделано из-за сложности происходящих процессов. Процессы вытеснения нефти щелочными растворами реализуются закачиванием в пласт 0,2 - 0,5 поровых объемов раствора щелочи с концентрацией 0,5 % и последующим нагнетанием воды. Применение щелочи для увеличения нефтеотдачи основывается на снижении поверхностного натяжения на границе вытесняющего агента с нефтью в результате химической реакции, приводящей к образованию в зоне контакта ПАВ натриевых мыл. Они
легко растворяются в пресной воде, закачиваемой после оторочки щелочи. Поверхностно-активные вещества указанного типа резко снижают поверхностное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ и повышают смачиваемость пласта водой. В некоторых случаях непосредственной реакции не происходит, а имеет место так называемая "активизация" таких компонентов нефти, как смолы и асфальтены, приводящая к образованию высоковязкой эмульсии типа "нефть в воде". В результате такого взаимодействия уменьшается подвижность вытесняющей воды, возможность преждевременного прорыва ее в добывающую скважину и снижается обводненность добываемой продукции. На поздней стадии разработки нефтяного месторождения основная часть вытесняющего агента - водного раствора щелочи, дренируется по промытым интервалам горизонта, не совершая полезной работы по вытеснению нефти, и отбирается первым рядом добывающих скважин. В связи с этим для регулирования подвижности щелочного раствора чередуют закачки растворов хлорида кальция или магния и силиката натрия. При взаимодействии щелочи с указанными солями образуются гидроокиси в виде геля или осадка, которые снижают гидропроводность высокопроницаемых зон, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием. Применение тринатрийфосфата натрия (ТНФ) в качестве реагента, повышающего нефтеотдачу, основывается на его хороших смачивающих свойствах. Смешение раствора ТНФ с водой приводит к заметному уменьшению угла смачивания. Улучшению его нефтеотмывающих свойств способствует то обстоятельство, что девонская нефть не индифферентна к растворам ТНФ: это является вариантом щелочного заводнения. При химическом взаимодействии ТНФ с солями кальция погребенной и закачиваемой вод может образовываться на фронте вытеснения практически нерастворимый высокодисперсный ортофосфат кальция. Кристаллики этого вещества частично закупоривают поры, промытые водой, увеличивая тем самым гидравлическое сопротивление и эффективную вязкость воды, что способствует повышению охвата пласта заводнением. При внутрипластовом гидролизе солей алюминия для вытеснения нефти используется "раствор" гидроокиси алюминия. В результате взаимодействия с карбонатными составляющими пласта и погребенными водами сульфат алюминия распадается с образованием высокодисперсной системы, практически нерастворимой в воде гидроокиси алюминия, обладающей повышенной эффективной вязкостью по сравнению с водой. Полимерное заводнение основывается на способности полимеров, в частности
полиакриламида, даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность, за счет чего увеличивается охват пластов заводнением. Основа механизма процесса - это уменьшение соотношения вязкостей нефти и воды в пласте. Кроме того, частицы полиакриламида (ПАА) вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды и, адсорбируясь на поверхности пород, снижают скорость фильтрации воды. Результаты анализа эффективности полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи, ограничивается обводненностью добываемой продукции, равной 60 - 70 % и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется применение полимерного заводнения главным образом на начальных стадиях разработки нефтяных месторождений. Мицеллярно-полимерное заводнение направлено как на увеличение охвата продуктивных пластов воздействием, так и на устранение капиллярных сил в заводненных пластах. Механизм процесса вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, происходит устранение действия капиллярных сил, вытеснение нефти и воды. Для продвижения оторочки мицеллярного раствора вслед за ней в пласт закачивают водный раствор полимера с вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду. Ввиду небольшого опыта применения трудно судить об эффективности метода. Азнакаевский эксперимент по закачке этого раствора показал сложность технологии и снижение продуктивности пласта. Анализируя механизмы действия методов повышения нефтеотдачи на продуктивный пласт, следует учитывать сложность оценки процессов как в лабораторных, так и в промысловых условиях. Можно констатировать, что разработчики вышеприведенных технологий уделяют большое внимание увеличению коэффициента вытеснения. В основном все физико-химические методы повышения нефтеотдачи разработаны в целях отмывания нефти в пласте путем снижения межфазного натяжения, повышения смачиваемости пласта водой, увеличение охвата при этом является сопутствующим эффектом. Проблема охвата пластов воздействием остается нерешенной и при использовании таких маловязких высокоэффективных нефтевытесняющих агентов, как растворители нефти в различных модификациях, газ, газоводные
оторочки и др. Из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте растворители продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременно прорываются в добывающие скважины. Анализ результатов исследований эффективности методов повышения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях девонского горизонта на нефтяных месторождениях Республики Татарстан показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием. Эти выводы подтверждаются результатами обработки пластов сульфированным адсорбентом, создающим в пластовых условиях с серной кислотой высоковязкую оторочку. Таким образом, при значительном повышении нефтеотдачи в процессе первичного вытеснения нефти на поздней стадии разработки месторождений с неоднородными пластами проблема охвата их воздействием физикохимическими методами полностью не решается. Основная причина неохвата заводнением участков пласта, как и при закачивании воды, заключается в прорыве нефтевытесняющего агента по наиболее высокопроницаемым зонам вследствие неоднородности нефтеводонасыщенного коллектора. Основная масса нефти остается в не охваченных заводнением многочисленных линзах песчаников, в местах развития алевролитов и невырабатываемых водонефтяных зонах. На поздней стадии разработки залежей или отдельных участков применение указанных методов недостаточно эффективно без предварительного ограничения движения вод в пласте. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей, значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано
выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов. При всей важности ограничения движения нефтевытесняющего агента по высокопроницаемым зонам коллектора методы повышения нефтеотдачи, основанные как на гидродинамическом воздействии, так на применении различных агентов, практически не влияют на фильтрационное сопротивление обводненных зон. Эффект действия первых достигается главным образом изменением градиентов давления за счет изменения производительности скважин, вторых - в результате повышения коэффициента нефтевытеснения с применением нефтеотмывающих химреагентов, за исключением полимерного заводнения, применение которого основывается на выравнивании проводимости путем снижения подвижности воды. Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системе разработки нефтяного месторождения, чем можно объяснить отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации - при отборе не более 30 - 50 % запасов нефти. Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях: -снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкого внедрения средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам; -обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости. Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой
части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам, коллектора и поступления в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды и других реагентов в пласте, и тем самым создаются условия для извлечения нефти из невыработанных зон без использования дополнительных мощностей. Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется под обобщенным названием ремонтно-изоляционных работ (РИР). Влияние их на нефтеотдачу изучено недостаточно, и они рассматриваются как метод интенсификации добычи нефти из обводненных скважин. Дифференциация их по функциональному назначению в технологических процессах показала следующее. В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и др. При этих ремонтах воды в заколонном пространстве изолируются закачиванием отверждающихся систем типа тампонажного цемента и синтетических смол с отвердителем или производится замена колонн, этим и предотвращается поступление посторонних вод в ствол скважины и создаются нормальные условия ее эксплуатации. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти. Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками. Первоначально обводнению подвергаются пласты, имеющие лучшие коллекторские характеристики, поэтому из разработки отключаются в первую очередь наиболее проницаемые пропластки и пласты, по которым вода прорывается в добывающую скважину. Такое поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить коэффициент текущей
нефтеотдачи на 4 -5 % при снижении водонефтяного фактора в 1,5 - 1,7 раза по сравнению с совместной выработкой пластов без воздействия. В частично обводненном неоднородном пласте отсутствие непроницаемых пропластков исключает возможность отключения из разработки обводненной части коллектора. В этом случае ограничение движения воды по промытым и другим высокопроницаемым интервалам, как показывает практика применения селективных водоизолирующих материалов, можно осуществлять, увеличивая фильтрационное сопротивление обводненных зон. Для этого необходимо применять фильтрующиеся в пористую среду водоизолирующие материалы, обладающие избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды. Фильтрационное сопротивление пласта определяется по обратной величине его гидропроводности регулировать значениями которого можно путем изменения вязкости нефтевытесняющего агента или проницаемости пористой среды. При заводнении залежей на стационарном режиме снижение проницаемости часто является единственным целесообразным средством повышения фильтрационного сопротивления обводненного пласта ввиду сложности увеличения вязкости огромного объема закачиваемой воды. Для решения этой задачи можно воспользоваться водоизолирующими материалами, избирательно ограничивающими движение вод в обводненных зонах залежи. Эта схема воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанная на повышении фильтрационного сопротивления обводненных пропластков с применением водоизолирующих химреагентов, принята за основу при разработке новых технологий увеличения охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи. Реализация этого принципа воздействия в ряде методов ограничения водопритоков в добывающие скважины показывает, что они относятся к категории технологических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. К сожалению, до настоящего времени этим методам не придавалось должного значения, хотя применение их не требует существенного изменения в сложившуюся систему разработки и осуществляется в органическом единстве с традиционными методами заводнения. Возможность применения методов ограничения притока вод в скважины при предельных значениях обводненности добываемой продукции (95 - 99 %) позволяет повысить нефтеотдачу обводненных пластов, исключаемых из разработки при обычном заводнении. Недооценка роли работ по ограничению движения вод в промытых пластах и притока их в скважину привело к тому, что до настоящего времени недостаточно изучены вопросы взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и возможности использования последних
в качестве водоизолирующего материала. Поздние стадии разработки нефтяных месторождений оказались не обеспеченными эффективными методами воздействия на обводненные пласты с частично промытыми зонами, хотя конечная нефтеотдача их не превышает 0,3 - 0,5. Применение методов ограничения притока вод в добывающие скважины не только повышает охват пласта воздействием и увеличивает нефтеотдачу, но снижает энергетические затраты на подъем, транспорт извлекаемой жидкости, специальную подготовку высокообводненной нефти, подготовку и утилизацию возрастающих объемов добываемой воды и затрат на защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии, солеотложений и др. Ограничение движения пластовых и закачиваемых вод путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора является одним из направлений совершенствования методов заводнения залежей, позволяющее повысить их эффективность на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Снижение степени неоднородности обводненного продуктивного пласта по подвижности пластовых жидкостей в результате увеличения фильтрационного сопротивления обводненных зон создает более благоприятные условия для применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Следовательно, развитие теоретических и практических основ регулирования процессов разработки многопластовых нефтяных месторождений путем изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора с применением водоизолирующих химреагентов является актуальной проблемой для повышения его конечной нефтеотдачи. МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ Анализ современных методов и технологий ограничения притока вод в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для решения задачи увеличения охвата залежей заводнением показал, что применение их при эксплуатации обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти. В научно-технической литературе не освещено с достаточной полнотой теоретическое и экспериментальное обоснование применения технологий по ограничению движения вод в пластах при разработке нефтяных месторождений. Одной из причин указанного является недостаточная изученность механизма образования водоизолирующей массы химреагентами и воздействия их на нефтенасыщенный пласт. Сущность любой ремонтно-изоляционной работы в добывающей скважине с применением водоизолирующего материала сводится к перекрытию путей
притока воды в нее избирательным воздействием на источник обводнения: на смежные пласты и пропластки-обводнители, обводненные зоны в продуктивном объекте, а также на пути водопритоков в виде трещин в коллекторе и других каналов в заколонном пространстве. Для этой цели разработаны различные методы с применением водоизолирующих материалов и технических средств. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала. Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который, независимо от насыщенности среды нефтью или водой, образует экран, не разрушающийся в течение длительного времени в пластовых условиях. Отключение коллектора или части его разработки при неселективных методах осуществляется цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду химпродуктов, установлением пакеров и перекрывающихся устройств. При этом основными материалами являются цемент, образующий в пластовых условиях вследствие гидратации твердую малопроницаемую массу, сохраняющую длительное время свои механические свойства, полимерцементные растворы на основе тампонажного цемента и фенолформальдегидных смол или мономеров акриламида, пеноцементы, разработанные для условий неустойчивых сильновыработанных пластов месторождений. Пеноцементы используются на промыслах ОАО "Татнефть", АНК "Башнефть", в Западной Сибири и др. Определены области эффективного применения их в зависимости от геолого-физических условий. Методы цементирования сводятся к задавливанию цементной суспензии в пути водопритоков по заливочным трубам с пакерующим устройством и без него. Для нагнетания суспензии используется как эксплуатационный фильтр, так и специальные отверстия, создаваемые в интервале источника обводнения. Нагнетание через эксплуатационный фильтр предполагает ограниченную фильтрацию цементных частиц в пористую среду. Излишняя часть суспензии вымывается или разбуривается, нефтенасыщенная часть пласта повторно вскрывается перфорацией. При цементировании через спецотверстия цементный мост в зоне перфорации не разбуривается. Указанная технология на промыслах Республики Башкортостан широко применялась для установления экранов в зоне водонефтяного контакта (ВНК) путем гидроразрыва. Успешность операций не превышала 35 - 45 %, что объясняется слабой управляемостью распространением трещин в
продуктивном пласте. Ограничение притока воды в успешных операциях, как указывают авторы этих работ, является результатом заполнения крупных каналов в заколонном пространстве скважины цементной суспензией и отключения части пласта из разработки. На месторождениях Республики Татарстан эти работы проводились без гидроразрыва пласта. Успешность их изменяется в пределах от 25 до 69 % при различных методах цементирования и видах обводнения. Результаты анализа распределения успешности проводимых операций в зависимости от геологического строения пластов и технологии цементирования показали следующее. 1. В 89,5 % рассмотренных скважин цемент применялся для отключения обводненного пласта из разработки. Средняя успешность работ составила 55 %. 2. Максимальная успешность (69 %) была достигнута при отключении нижних пластов, минимальная (25 %) - при ограничении подошвенных вод. 3. В литологически однородных пластах с подошвенной водой цементирование с последующим сохранением прежнего эксплуатационного фильтра обеспечивало 25 % успешных операций, при частичном отключении пласта - 48 %. 4. Применение вспомогательных средств (пакеров, перекрывающих устройств) не приводит к существенным изменениям в успешности ремонта, что связано, с одной стороны, с конструктивными недостатками технических средств, с другой - с несоответствием свойств тампонирующего материала условиям эксплуатации пластов. 5. Безрезультатное цементирование, при котором не произошло отключение обводненных пластов из разработки, является следствием ограниченной фильтруемости цементной суспензии в пористую среду, в микротрещины, недостаточной седиментационной устойчивости. Сюда же можно отнести высокий модуль упругости и низкие адгезионные свойства образующегося камня относительно поверхности, покрытой нефтью. Обобщение результатов анализа методов цементирования показало, что механизм ограничения водопритоков основывается на отключении обводненного пласта или пропластка из разработки, либо заполнении крупных трещин в матрице пласта и каналов движения воды в заколонном пространстве скважины. Ограниченная фильтруемость цементной суспензии в пористую среду (0,1 - 0,2 м3 на 1 м перфорированного интервала) указывает на локальный характер действия этой технологии на обводненный пласт. Известные неселективные методы с применением фильтрующихся в пористую среду материалов по механизму образования водоизолирующей массы можно
разделить на две большие группы -основанные на отверждении самого закачанного раствора в полном объеме и на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов. В общей классификации полимерных, олигомерных и мономерных материалов по физико-химическим принципам образования закупоривающего материала к первой из указанных групп относятся смолы, которые вступают в реакции полимеризации, поликонденсации с образованием сплошной полимерной массы с пространственной структурой. Наиболее широко в нефтепромысловой практике применяются фенолформальдегидные смолы ТСД-9, ТС-10, жидкие фенолформальдегидные смолы СФЖ-3012, ВР-1, ГТМ-3, резорциноформальдегидные и мочевиноформальдегидные смолы, отверждающиеся в присутствии таких отвердителей, как формалин, уротропин, органические и минеральные кислоты, независимо от свойств жидкой среды пласта. К методам, основанным на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов, относится метод нагнетания в пласт готовой смеси жидкого стекла с соляной кислотой, которая со временем переходит в нерастворимый кремнезоль. Успешность применения метода оказалась невысокой, технологические операции после закачивания указанных компонентов завершаются последующим цементированием. Сюда же относятся методы, основанные на последовательном закачивании в пласт нескольких реагентов, образующих осадок в результате химического взаимодействия между собой. Для этих целей применяют SО2 и Н2SО4 методы ограничения притока вод МgС12 в сочетании с NaОН, NН4ОН, Са(ОН)2. В отличие от цемента и смол, отверждающихся в полном объеме, осадкообразующие реагенты только частично закупоривают пористую среду. Эти методы, как и методы, основанные на механическом смешении в пластовых условиях, не нашли широкого применения из-за низкой эффективности воздействия на пласт. К тому же в нефтенасыщенной части коллектора не исключается снижение проницаемости. Закачивание в обводненный продуктивный пласт фильтрующихся в пористую среду неселективных материалов также приводит к отключению его из разработки независимо от свойств насыщающих жидкостей. Согласно теоретическим исследованиям своевременное отключение обводненного интервала многопластовых залежей приводит к сокращению сроков разработки и увеличению конечной нефтеотдачи в результате повышения охвата пласта заводнением. Целесообразность применения указанной технологии в системе разработки Ромашкинского месторождения подтверждена добычей свыше 10
млн т нефти в результате отключения высокообводненных пластов. Эти результаты можно объяснить ослаблением влияния неоднородности коллектора по проницаемости и перераспределением потоков, так как из разработки в первую очередь отключаются наиболее высокопроницаемые пласты, по которым происходит опережающее обводнение скважин. Для исключения негативных явлений, связанных с закачиванием неселективного материала в пласт, в нефтепромысловой практике разработан ряд технологий, исключающих попадание его в нефтенасыщенную часть коллектора: с применением пакеров, путем одновременно-раздельной закачки водоизолирующего состава и нефти и предварительное тампонирование нефтенасыщенной части коллектора высоковязкими углеводородными жидкостями. На преимущественной фильтрации водорастворимых смол типа ТСД-9 в обводненные зоны с низким фильтрационным сопротивлением основывается селективный метод изоляции. Однако из них широкое применение нашли только методы, в которых закачивание водоизолирующих материалов производится с использованием пакеров. Второе направление разработки методов ограничения притока вод в скважины основывается на закачивании в пласт реагентов, избирательно снижающих проницаемость обводненных зон. Для селективного закупоривания путей водопритоков в научно-технической и патентной литературе предлагается большой перечень водоизолирующих материалов. Применение цементной суспензии на углеводородной основе для этой цели базируется на отверждении ее в водонасыщенной части пласта и при сохранении жидкого состояния в нефтенасыщенной из-за отсутствия воды для гидратации цементных частиц. Большинство проведенных работ завершается повторным вскрытием пласта перфорацией из-за отсутствия притока и многократного снижения продуктивности скважин, что можно объяснить гидратацией цемента остаточной водой и кольматацией перового пространства частицами цемента. Указанного недостатка лишены фильтрующиеся в пласт водоизолирующие материалы, обладающие селективностью физико-химических свойств относительно нефти и воды. Анализ зависимости технологических процессов от свойств реагентов и механизма образования водоизолирующей массы, приводимых в научно-технической литературе, позволяет выделить пять групп селективных методов : 1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде, с использованием таких материалов, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, крезоле, ацетоне, спирте, и других перенасыщенных
растворов твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нефтерастворимые смолы и латексы типа СКД-1. Селективная изоляция парафином осуществляется путем предварительного подогрева пласта или нагнетанием его в пласт в расплавленном виде. При охлаждении в водонасыщенной части парафин выпадает в осадок, а в нефтенасыщенной - он растворим. Могут применяться термопластичные полимеры - полиолефины, изменяющие свое физическое состояние под воздействием пластовой температуры. Наиболее доступны из них полиэтилен низкого давления (ПНД) и побочные продукты его производства, слабо растворяющиеся в воде, но разрушающиеся в углеводородной жидкости (керосине, бензине, нефти). Термопластичными полимерами обработано более 20 скважин на Малгобекском месторождении в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Успешность операций составила 72 - 78 % при добыче дополнительно около 2,5 тыс. т нефти на одну скважино-обработку. Из перечисленных реагентов промышленно внедрены только нефтерастворимые латексы и ПНД при ограничении водопритоков в скважины, т.е. при решении частных задач повышения охвата пласта заводнением в призабойных зонах пласта. 2. Вторая группа методов избирательного действия на обводненную часть пласта основывается на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения, которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. В результате гидролиза в обводненных зонах пласта образуется осадок - гипаносерно-кислотной смеси, кремнийорганических соединений (силаны) . Более прочную массу образуют кремнийорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия на коллектор. Опытно-промышленные испытания указанных составов, произведенные в ОАО Татнефть, в Зап.Сибири, в Краснодарской области и месторождениях Грузии, показали возможность эффективного применения их для ограничения водопритоков в скважины. Полиизоцианты, в частности, полиуретаны, в водной среде увеличиваются в объеме в 10 - 15 раз по сравнению с первоначальным. Проведенные институтом КазНИПИнефть на месторождении Узень промысловые испытания полиуретанового клея КИП-Д, отверждающегося только в водной среде, показали реальность осуществления ограничения притока воды в скважинных условиях с применением указанного реагента. Незначительность объема осадка и сложность технологии с применением полимеров удерживают широкое
внедрение данной группы технологий в производство. 3. Третья группа селективных методов основана на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Са2+, Мg2+, Fе и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. При смешении с водой производные целлюлозы образуют объемистый волокнистый осадок, сшитый катионами кальция. При взаимодействии производных целлюлозы и акриловых кислот с указанными катионами из раствора высаживается ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенную породу. В отечественной нефтяной практике из полимерных материалов наиболее широко испытывались латексы и мылонафты, их способность образовывать водоизолирующую массу основывается на коагуляции полимера при смешении с минерализованной водой и сохранении первоначальных физических свойств в нефти. Однако полимеры, как водоизолирующий материал, по свойствам неравнозначны. Несмотря на одинаковые условия применения гипана, латекса ДВХБ-70 и мылонафта были получены совершенно различные результаты. Из 40 скважино-обработок в НГДУ "Альметьевнефть" успешными были только 15. Анализ неудачных обработок показал, что ДВХБ-70 при взаимодействии с катионами пластовой воды образует крупные полимерные частицы, которые не фильтруются в пласт, а при излишке ПАВ, вводимых для стабилизации дисперсии латекса, полимер не высаживается. Аналогичные результаты были получены при испытании мылонафта, что не позволило создать эффективную технологию ограничения притока вод в скважины этими материалами. Положительные результаты были получены только в 1980 - 1984 гг. с использованием нефтерастворимых полимеров . До 70-х годов в отрасли отсутствовали эффективные технологии и химреагенты для селективного воздействия на нефтенасыщенные пласты, что сильно затрудняло выработку коллекторов с остаточной нефтью. В АО "Татнефть" такая проблема стояла особенно остро из-за сосредоточенности значительных запасов нефти в водонефтяных пластах, насыщенных высокоминерализованной водой. Были разработаны технологии, основанные на применении ионогенных полимеров - гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) и сополимера МАК-ДЭА. В отличие от латексов и мылонафта растворы этих полимеров, несмотря на мгновенную реакцию с электролитом, сохраняют свою
подвижность, что объясняется образованием структурированного слоя только на поверхности полимерного раствора. Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами основывается на структурировании полимерного раствора и отверждении осадка в электролите, содержащем катионы поливалентных металлов. Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность технологий с применением этих полимеров в терригенных отложениях с минерализованной пластовой водой и возможность применения сополимера МАК-ДЭА в карбонатных коллекторах. Все это позволило впервые в отечественной нефтяной практике создать селективный метод ограничения водопритоков в скважины, внедренный в отрасли в промышленных масштабах. 4. Четвертую группу составляют методы, селективность воздействия которых основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. К этой группе относятся методы с применением частично гидролизованного ПАА, мономеров акриламида, гипаноформальдегидной смеси (ГФС) и др.. Количество сорбируемого полимера, как известно, зависит от вещественного состава пород, заряда их поверхности и свойств насыщающих жидкостей. Известняк по сравнению с кварцем обладает значительно большей адсорбционной активностью вследствие повышенной концентрации ионов Са2+. Этим можно объяснить увеличение адсорбционной активности кварца при контакте с полимерными растворами, содержащимися в малых количествах СаСl2. Ионы Са2+, сорбируемые поверхностью кварца, служат связующими мостами между твердой фазой и молекулами полимера. Это необходимо учитывать при выборе полимера при проектировании технологического процесса. При адсорбционном и механическом удержании полимера в пласте возникает остаточный фактор. Величина его, определяемая как соотношение подвижности воды до и после обработки пористой среды полимерным раствором зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. В нефтенасыщенных породах от 3 до 8 раз ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством полимерных частиц с органическими соединениями нефти. К тому же в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удержания частиц полимера из-за образования пограничного слоя асфальтенов и смол на поверхности породы. Возможность эффективного применения полиакриламидов в качестве селективного водоизолирующего материала подтверждена отечественной и
зарубежной нефтепромысловой практикой. Так, на Арланском месторождении путем закачивания ПАА через эксплуатационный фильтр в 10 скважинах дополнительно из обводненного коллектора извлечено 29,7 тыс. т нефти, на Радаевском (Самарская область) - 3,4 тыс. т при успешности работ на 90 %. Аналогичные результаты получены на Мид-Континенте (США) в 120 скважинах закачиванием полимерного раствора в добывающие скважины достигнуто резкое сокращение водонефтяного фактора. Факторами, снижающими эффективность применения растворов ПАА при ограничении притока вод в добывающие скважины, являются минерализация воды и высокая проницаемость пластов; фильтрационное сопротивление пористой среды в этих условиях изменяется незначительно. С целью совершенствования технологии применения ПАА предложено совместно и раздельно закачивать его с катионами поливалентных металлов: Fе3+, Сu2+, Сг3+, Zп2+, Со2+, А13+, которые участвуют в сшивке гидролизованных макромолекул и в образовании геля в пластовых условиях. По механизму образования полимерной массы и селективности действия на коллектор способы применения водных растворов мономеров акриламида и гипаноформалиновой смеси (ГФС) отличаются от описанных выше методов тем, что в пластовых условиях образуется полимерная масса с трехмерной пространственной структурой. Избирательность действия ГФС на движение вод в коллекторе обеспечивается низким сцеплением новообразований с поверхностью, покрытой нефтью, - при создании депрессии на забое они вытесняются из пласта. Промысловые испытания на Ромашкинском, Туймазинском, Серафимском нефтяных месторождениях подтвердили реальность достижения указанного принципа воздействия на частично обводненные пласты. Несмотря на закачивание указанных растворов через эксплуатационный фильтр скважины, происходит рост дебита нефти при ограничении поступления воды. 5. Пятую группу составляют методы, основанные на гидрофобизации пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химпродуктов. Механизм действия этой группы методов заключается в снижении фазовой проницаемости для воды, в образовании пузырьков газа, которые достаточно прочны в водной среде и легко разрушаются в присутствии нефти. Основной недостаток этих методов состоит в низкой эффективности в условиях интенсивного отбора жидкости из пласта и высоких давлений нагнетания при заводнении, характерных для современных методов разработки. Образование водоизолирующей массы в результате взаимодействия
химреагентов с пластовыми жидкостями является характерной особенностью селективных методов ограничения притока вод в скважины. В некоторых методах компоненты продуктивного пласта являются наполнителями или структуро-образователями, что указывает на возможность использования их в качестве водоизолирующего материала. Сохранение подвижности нефти после закачивания водоизолирующих материалов с избирательными свойствами позволяет закачивать их в удаленные от скважины обводненные зоны пласта и тем самым решать практические задачи увеличения охвата воздействием пласта в целом. Изучение механизма действия их на продуктивный пласт позволило выделить три принципа, характеризующие методы ограничения движения вод в пласте: 1) отключение обводненного интервала пласта из разработки; 2) избирательное снижение проницаемости обводненной зоны пласта; 3) изменение фазовой проницаемости пород. Избирательность взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта является одним из главных условий эффективного управления фильтрацией жидкостей в нефтеводонасыщенном коллекторе на основе изменения фильтрационного сопротивления его в обводненных зонах. Большинство известных из научно-технической литературы методов исходят из принципиальной возможности получения водоизолирующего материала на основе химических реакций. В ОАО "НИИНефтепромхим" проведен детальный анализ состояния работ по разработке и внедрению методов ограничения притока вод в добывающие скважины с применением химпродуктов. По результатам этих исследований было установлено следующее. 1. Крайне неравномерно распределение применения химреа-гентов для ограничения водопритоков в скважины по нефтедобывающим объединениям. Из 18,6 тыс. т химреагентов большая часть - 12,5 тыс. т использована в АО "Татнефть". В нефтегазодобывающих предприятиях, кроме АО "Татнефть", АНК "Башнефть", "Куйбышевнефть", "Краснодарнефтегаз", применяется лишь 21 %, что указывает на большие резервы добычи дополнительной нефти за счет применения химреагентов. 2. В нефтяной отрасли было разработано свыше 44 водоизолирующих составов с использованием 56 различных химпродуктов. Из них только 11 находятся на стадии внедрения, 20 -на стадии опытно-промышленных испытаний, 4 технологии испытываются в промысловых условиях и 9 - на стадии теоретических и лабораторных исследований. 3. Водоизолирующие работы проводились в основном с применением отечественных химпродуктов. По количественному отношению они
распределяются так: а) полимеры - 76,1 % от общего количества, из них 74,74 % занимают полимеры акриловых кислот; б) фенолоформальдегидные и другие смолы - 10,53 %; в) неорганические кислоты и кремнийорганические соединения - 1,97 %; г) другие химпродукты - 10,79 % . В отрасли 63,43 % химреагентов применяются по технологиям, разработанным институтами ТатНИПИнефть и НИИнефтепромхим. 4. Большинство методов рассчитано на закачивание концентрированных растворов химреагентов в количестве от 5 до 25 м3, т.е. предназначены для воздействия на призабойную зону пласта добывающих скважин. За пределами этой зоны фильтрационные характеристики сохраняются на прежнем уровне, что не позволяет увеличивать охват коллектора заводнением. 5. Поздние стадии разработки нефтяных месторождений не обеспечены эффективными методами воздействия на обводненные зоны продуктивного пласта, доступными на промыслах и обеспеченными дешевыми водоизолирующими материалами. ХИМПРОДУКТЫ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА Для решения практических задач повышения охвата продуктивного пласта воздействием на поздней стадии эксплуатации, при стационарном режиме заводнения основным условием является увеличение фильтрационного сопротивления обводненных зон. В литологически неоднородных пластах для этой цели применяется тампонажный цемент, позволяющий отключить из разработки высокопроницаемые обводненные интервалы и тем самым снизить неоднородность эксплуатационного объекта. В частично выработанных пластах с внутренней неоднородностью одним из основных условий решения указанной задачи является фильтруемость водоизолирующего состава в пористую среду. Наиболее полно указанному требованию отвечают, как показали результаты детального анализа свойств применяемых в нефтепромысловой практике химпродуктов, водоизолирующие составы, представляющие собой композицию реагентов с различными физикохимическими свойствами. Основную группу химпродуктов составляют реагенты, создающие в пластовых условиях закупоривающую массу - синтетические смолы, сополимеры акриловых кислот, латексы, полиуретаны и др. К вспомогательным отнесены химические реагенты, выполняющие роль отвердителя, осадителя, стабилизатора, наполнителя, модификаторов, регулирующих физикохимические и эксплуатационные свойства основного водоизолирующего
материала. В их число входят формалин, уротропин, полиэтиленполиамин (ПЭПА), хлористый кальций, бензолсульфокислота, соляная и алкилированная серная кислоты. При их отсутствии водоизолирующие составы в пластовых условиях не образуют закупоривающий материал с необходимыми свойствами. К наполнителям - модификаторам отнесены производственные целлюлозы, органические производные кремния (аэросилы), НЧК, кислый гудрон, смолы ФР-12 и ТС-10 в составе ВУС на основе полиакриламида. В качестве стабилизаторов используют производные целлюлозы. В ассортимент не включены некоторые поверхностно-активные вещества (ДС-РАС, КССБ, сульфанолы), используемые для стабилизации аэрированных жидкостей. По физико-химическому принципу образования закупоривающей массы в пластовых условиях все водоизолирующие материалы подразделены на три большие группы: отверждающиеся, осадкообразующие и гелеобразующие. Некоторые реагенты относятся к двум классам: осадко- и гелеобразующему, например, полимеры кислот акрилового ряда. Подробнее данная классификация обоснована в работе . Основные положения ее состоят в следующем. В группу отверждающихся входят все синтетические смолы и реагенты, относящиеся к классу олигомерных соединений. Синтетические смолы участвуют в образовании полимерной массы в присутствии отвердителя независимо от свойств насыщающей пласт жидкости. К этому классу водоизолирующих материалов относятся: -отверждающиеся под действием отвердителя (формальдегида) смолы сланцевых фенолов, резорцинформальдегидные смолы (ТСД-9, СФН-3012, ВР1). Катализаторами отверждения могут служить щелочи, например, каустическая сода, а в отдельных случаях - соляная и бензолсульфокислоты. Продукты отверждения - нерастворимые полимеры сетчатого строения, которые могут в своем составе содержать минеральный наполнитель; -отверждающаяся в присутствии формалина под действием органических и минеральных кислот мочевиноформальдегидная смола (МФ); -отверждающаяся под действием щелочи ацетонформальдегидная смола (АЦФ3), которая может использоваться и с минеральным наполнителем; -отверждающиеся по механизму полимеризации в присутствии триэтаноламина эпоксидные смолы, а также алкилрезорциновая эпоксифенольная смола (АЭФС), отверждающаяся по механизму поликонденсации в присутствии полиэтиленполиамина. Полимеризующиеся композиции обладают повышенной адгезией к металлу, что позволяет использовать их для герметизации эксплуатационных колонн и в качестве смазки для резьбовых
соединений . Кроме смол в эту группу входят образующиеся в присутствии инициирующих добавок в сплошную полимерную массу с трехмерной пространственной структурой мономеры акриламида в условиях высоких температур стирола. Под действием воды вследствие гидролитической поликонденсации отверждаются кремнийорганические олигомеры - дихлоргидро-окиси-полиорганосилоксаны, хлорсиланы марок ТСЭ, ТСМ, ТСК. Для образования полимерного тампонажного материала трехмерной структуры в качестве сшивающих агентов применяют органохлортрисилоксаны, которые добавляются к олигомерам. Изоционатные олигомерные соединения (УФП-50 АО, клей КИП-Д), относящиеся к классу уретановых форполимеров, отверждающихся по механизму реакции полиприсоединения. Из неорганических соединений к этой группе относятся: жидкое стекло, которое под действием соляной кислоты из гелеобразного состояния переходит в нерастворимый кремнезоль. Без воздействия извне в гелеобразное состояние переходят такие композиции акриловых кислот, как ВУС, ГФС, которые образуют сплошную массу в пласте в результате действия структурообразователей (формалина, смолы ТЭГ и других добавок). Классификация водоизолирующих материалов на основе полимеров и полимеробразующих мономеров позволяет детализировать механизм образования водоизолирующей массы по классу материалов и применение реагентов по физико-геологическим и технологическим условиям разработки залежи. Исследования на кернах показывают, что растворы мономеров акриламида, превращающиеся в полимеризованную массу в присутствии инициаторов, могут эффективно применяться для ограничения движения вод в низкопроницаемых коллекторах, в которых использование других реагентов малоэффективно. Олигомерные соединения, содержащие реакционноспособные группы, могут вступать в реакции полимеризации, поликонденсации и полиприсоединения, создавая отверждающуюся массу для отключения пластов и герметизации колонн. Группа осадкообразующих химпродуктов, применяемых на промыслах, представлена в основном полимерами, механизм образования водоизолирующей массы которых базируется на взаимодействии химпродуктов с пластовыми жидкостями и породами. Эта способность позволяет широко использовать осадкообразующие полимеры для избирательного воздействия на обводненные зоны пласта. В методе ограничения притока вод в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты используются все три принципа
образования водоизолирующей массы: 1) взаимодействуя с карбонатными составляющими пород и солями пластовых вод, серная кислота образует осадок - малорастворимый гипс; 2) в присутствии серной кислоты происходит полимеризация и поликонденсация асфальтенов и смол, содержащихся в нефти с образованием кислого гудрона; 3) при высоких температурах под каталитическим действием серной кислоты кислый гудрон превращается в отвержденную массу. Ввиду превалирования процесса осадкообразования при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта серная кислота отнесена к осадкообразующим. Классификация химпродуктов по функциональному назначению и механизму физико-химических превращений показывает, что в процессе образования водоизолирующей массы в пластовых условиях взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами продуктивного пласта является основным фактором, определяющим характер воздействия их на коллектор. Избирательность указанного процесса относительно нефте- и водонасыщенных зон служит предпосылкой применения композиции для регулирования изменения фильтрационных характеристик на основе пород коллектора в удаленных участках. При этом проницаемость пласта для нефти не снижается. Взаимодействие ряда реагентов с элементами пластовой системы способствует усилению образования водоизолирующей массы, повышая тем самым эффективность и надежность метода. На этом принципе созданы селективные методы ограничения притока минерализованных вод ионогенными полимерами типа гипана, сополимера МАК-ДЭА, концентрированной серной кислотой в смеси с нефтью. СЕЛЕКТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ Один из важных этапов решения проблемы повышения охвата пластов заводнением на поздней стадии эксплуатации - это обеспечение избирательности воздействия закачиваемых реагентов на обводненные зоны коллектора при сохранении проницаемости нефти. Анализ эффективности методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения их в коллекторе в зависимости от физико-химических свойств реагентов, геологотехнических условий, области их применения, а также механизма ограничения движения вод в скважины дан в работах. Сущность применяемых на промыслах методов ограничения притока вод в скважины сводится к избирательному воздействию на пути водопритоков и источник обводнения водоизолирующими материалами, а также техническими
средствами. Решение практических задач повышения охвата пласта заводнением при закачивании водоизолирующих материалов основывается на заполнении ими путей водопритоков в призабойной зоне или самом пласте. В зависимости от влияния водоизолирующих материалов на проницаемость нефтенасыщенной части пласта методы ограничения притока вод в скважины делятся на селективные и неселективные, что определяется главным образом физикохимическими свойствами этих материалов. Результат ограничения притока вод носит неселективный характер при использовании материала, который независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образует экран, длительное время не разрушающийся в пластовых условиях. В итоге происходит отключение коллектора в данной скважине из разработки. Этим и определяется основное требование к технологии работ данной группы методов - точное определение местоположения обрабатываемого пласта. Для повышения охвата частично обводненного пласта заводнением необходимо избирательно снизить проницаемость водонасыщенных зон или полностью закупорить их. Возможность выполнения этих условий достигается при фильтрации водоизолирующего состава только в обводненный интервал пласта или когда закачиваемый реагент не снижает проницаемость нефтесодержащих интервалов. Как показывает практика водоизоляционных работ, наибольшая эффективность достигается при сочетании указанных факторов. Для решения этой задачи предпочтительнее применение реагентов или композиций, обладающих избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды. Как показали результаты промысловых применений селективных методов изоляции притока воды в скважины, важно использовать принцип избирательности при взаимодействии химреагентов с компонентами пластовой системы. Это позволяет увеличивать фильтрационное сопротивление обводненных зон пласта. Другим важным фактором избирательного действия реагентов на пути движения вод в коллекторе является гидродинамическая обстановка в пласте, обусловленная неоднородностью его по проницаемости, свойствами насыщающих жидкостей и режимами фильтрации. Прорыв закачиваемых и пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками приводит к образованию высокопроницаемых зон. При этом условия для закачивания реагентов в обводненную зону улучшаются и эффективность избирательного ограничения движения вод возрастает. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физикохимических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-
геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора. Инертность закачиваемых реагентов относительно углеводородных жидкостей исключает химическое взаимодействие с образованием закупоривающей массы в нефтенасыщенных интервалах, а преимущественная фильтрация водоизолирующего состава в обводненные зоны способствует сохранению проницаемости коллектора для нефти. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ВОД ПРИ ЗАВОДНЕНИИ Анализ свойств и классификация химпродуктов по механизму образования водоизолирующей композиции в пластовых условиях показал, что воздействие их на обводненный пласт основывается на физико-химическом взаимодействии с породой и насыщающими флюидами. В подавляющем большинстве работ, посвященных способам ограничения движения вод в пластах, физикохимические аспекты рассматриваемого процесса исследуются применительно к отдельным реагентам и условиям коллектора без учета совокупного множества факторов взаимодействия с пластовой системой. Закономерности физикохимического взаимодействия в системе технологическая жидкость -пласт изучены недостаточно для обоснования и прогнозирования выбора химреагентов и эффективного воздействия на обводненные пласты на различных этапах разработки залежей. Взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами пластовых жидкостей и пород рассматривается как один из основных факторов изменения фильтрационных характеристик коллектора. Экономически выгодно использовать такие химические продукты, которые способствуют превращению компонентов пластовых жидкостей и пород в водоизолирующий состав. Пластовая вода, нефть и порода рассматриваются не только как компоненты взаимодействующей системы, но и как потенциальные источники сырья для создания в коллекторе водоизолирующей массы, необходимой для изменения направления движения закачиваемой воды. Учет изменчивости состава и свойств пластовых вод по месторождению, горизонтам и во времени при заводнении коллекторов является одним из основных факторов, определяющих выбор метода и реагента для воздействия на пласт. Другим не менее важным фактором является химическая активность пород по отношению к технологическим жидкостям. Для разработки эффективной технологии, основанной на использовании компонентов пластовых жидкостей и пород, необходимы подробные сведения о составе и свойствах пород, закономерностях изменения их при заводнении, устойчивости пород к разрушению при взаимодействии с химреагентами. Для оценки
применимости водоизолирующих материалов для условий разработки месторождения необходим дифференцированный подход к изучению свойств пластовой воды, нефти и химического состава пород. Состав пластовых вод при разработке нефтяных месторождений путем заводнения подвергается глубоким изменениям по химическому составу, степени минерализации и физическим свойствам, что, в свою очередь, отражается на фильтрационных характеристиках пород. Анализ большого промыслового материала по нефтяным месторождениям Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтедобывающих регионов и экспериментальных исследований позволяет выявить ряд закономерностей изменения состава вод при заводнении нефтяных пластов. Методически эти исследования сводятся к систематическому определению состава добываемых вместе с нефтью вод в течение продолжительного времени разработки залежей, вплоть до полного обводнения закачиваемой водой. В результате исследований установлена зависимость ионного состава пластовой воды от ее плотности, что позволило разработать методику прогнозирования изменения состава вод. Результаты этих исследований могут быть использованы при выборе способов изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах. Как известно, основными веществами, растворенными в пластовых водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Nа+, К+, Са2+, Мg2+, С1 , SО2, НСО3. В небольших количествах встречаются NН4+, N03, Вr, I, и др. Результаты исследования ионного состава пластовых вод 152 месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и полуострова Мангышлак показывают, что в них до начала закачки пресных вод содержалось до 26 различных компонентов. Пластовые воды отличаются количественным содержанием ионов, которое изменяется по месторождениям, а на одном и том же месторождении по стратиграфическим горизонтам. Результаты исследований химического состава вод на заводняемых пресной водой участках 22 нефтеносных площадей Ромашкинского месторождения по горизонту Д1 показали, что со временем они приближаются к составу закачиваемых вод. При этом закономерности изменения плотности воды, косвенно связанные с изменением минерализации ее в процессе заводнения залежей, для каждой скважины носят индивидуальный характер. Известная формула, показывающая зависимость плотности пластовой воды от минерализации не позволяет определять содержание отдельных компонентов, необходимых для количественной и качественной оценки их роли в образовании водоизолирующей массы при взаимодействии с химреагентами.
Для получения эмпирической зависимости содержания ионов от плотности воды, поступающей в скважину вместе с нефтью, был проанализирован состав вод по скважинам, эксплуатирующимся в течение длительного времени. Для основных ионов пластовой воды горизонта Д1 Ромашкинского месторождения Nа+, К+, Са2+, Мg, - указанная зависимость в пределах изменения плотности пластовых вод 1030 - 1185 кг/м носит линейный характер. В отличие от основных компонентов пластовой воды концентрации ионов SO4 , НСОз , рН среды при снижении плотности извлекаемой воды увеличиваются. Максимальные значения содержания S04 наблюдаются при плотности 1020 1080 кг/м. По мере снижения плотности до 1020 кг/м3 имеющие кислую среду воды девонского и бобриковского горизонтов (рН = 4,2-6,2) приобретают слабощелочную (рН - 7,0-7,5) реакцию, приближаясь к рН закачиваемой воды. По микрокомпонентному составу воды девонского и бобриковского горизонтов относятся к бромисто-железистым. В бобриковском горизонте содержание микрокомпонентов в 2 - 2,5 раза меньше, чем в водах девона, что согласуется с выводами других исследователей о росте их концентрации с увеличением глубины залегания пластов. При снижении плотности воды концентрация микрокомпонентов в попутной воде уменьшается. Содержание ионов в пластовой воде различается как по отдельным месторождениям, так и по разрезу одной и той же залежи, кроме того, общая минерализация и химический состав вод существенно изменяются в процессе заводнения, поэтому необходим дифференцированный подход к выбору химреагентов. С целью оптимального применения химреагентов в технологических процессах необходимо прогнозировать и учитывать изменение состава пластовых вод. В пластовых водах кроме неорганических соединений содержатся нафтеновые и гуминовые кислоты и бензол. В водах бобриковского и девонского горизонтов концентрация нафтеновых кислот колеблется в пределах 2,3 - 3,8 г/л, гуминовых 1,7 - 2,0 мг/л. Воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак и других районов содержат богатую и разнообразную микрофлору. Результаты экспериментов показали, что жизнедеятельность микрофлоры пластовых вод приводит к биологическому разложению частично гидролизованных полиакриламидов на 60 - 70 %, что приводит к снижению вязкости раствора полимера в 1,5 -2,6 раза. Таким образом, состав и свойства пластовых вод при заводнении нефтяных залежей изменяются в широких пределах. При решении практических задач по выбору способов воздействия на нефтеводонасыщенные пласты этим и обусловливается необходимость детального изучения их и прогнозирования на
определенный период как одного из основных факторов, определяющих выбор химреагента и эффективность его применения. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕФТЕЙ С ВОДОИЗОЛИРУЮЩИМИ МАТЕРИАЛАМИ Состав и свойства нефтей различных месторождений, как углеводородного сырья, хорошо изучены применительно к технологическим процессам нефтевытеснения и интенсификации добычи и подготовки ее на промыслах. Содержание углеводородов в нефти превышает 75 %, а доля неуглеводородных компонентов, таких как сера, кислород и азот, а также металлоорганических компонентов и органических солей колеблется в широких пределах. В пластовых условиях активность определяется главным образом близкими по своим физическим и химическим свойствам асфальто-смолистыми компонентами с молекулярной массой более 500-600. В отличие от смол, имеющих молекулярную массу 500 - 1000, асфальтены нерастворимы в низших метановых углеводородах С3-С5, имеют более высокую молекулярную массу (1000 - 5000). В диспергированном состоянии асфальтены не соединяются в большие ассоциаты и не осаждаются из нефти и битума, что объясняется расположением алифатических заместителей по краям асфальтеновых молекул, и в зависимости от химического состава нефти асфальтены могут находиться в виде истинных или коллоидных растворов. В высоковязких нефтях асфальтены находятся в коллоидном состоянии, т.е. они представляют дисперсную фазу, а углеводороды и смолы - дисперсионную среду. Смолы и асфальтены - наиболее полярные компоненты нефти, что обусловлено наличием гетероатомов и функциональных групп. В асфальтенах содержится до 0,2 % (масс.) ванадия и 0,06 % никеля, образующих металлоорганические комплексы (порфирины). Поверхностная активность порфиринов зависит от содержания в их молекулах карбоксильных групп, придающих молекуле четко выраженный полярный характер. С увеличением содержания порфиринов поверхностная активность асфальтенов, а следовательно, и нефтей, повышается. В процессах вытеснения нефти из пористой среды основное внимание уделяется таким параметрам, как межфазное натяжение, вязкость, а при добыче нефти - выделению ее отдельных компонентов (парафинов и асфальтосмолистых веществ). Влияние нефтей на свойства химически активных водоизолирующих материалов практически мало изучено, хотя взаимодействие их является сложным процессом, сопровождающимся образованием соединений с новыми свойствами. При этом необходимо учитывать такие противоречивые особенности технологического процесса, как закупоривание
обводненных зон пласта при увеличении проницаемости относительно нефти. Свойства нефтей необходимо рассматривать, с одной стороны, для выявления возможности селективного воздействия на продуктивный пласт, с другой - для изыскания таких реагентов, которые при взаимодействии с нефтью образуют в нефтенасыщенном коллекторе водоизолирующую массу. Многие нефти в пластовых условиях обладают структурно-механическими свойствами. Поверхностно-активные компоненты нефти образуют пространственную структуру, препятствующую движению нефти в пористой среде. Вязкость пластовой воды, как правило, не превышает 1,4 - 1,9 мПа-с, что в несколько раз ниже вязкости нефти. Эта особенность свойств пластовых жидкостей, обусловливающая различный характер сопротивления пористой среды, способствует избирательному нагнетанию технологической жидкости в обводненную часть пласта и была использована на Туймазинском месторождении при селективном ограничении водопритоков в добывающие скважины с применением отверждающих смол ТСД-9 и на Самотлорском - с применением глинистой суспензии. Нефть по своим поверхностным свойствам относится к гидрофобным жидкостям, чем обусловливается низкая фазовая проницаемость пород для гидрофильных водоизолирующих составов. Избирательное действие реагентов способствует изменению свойств поверхности пород, находящихся в контакте с нефтью. Нефти, содержащие нафтеновые кислоты, проявляют высокие поверхностно-активные свойства относительно щелочей. Проницаемость нефтенасыщенной части коллектора сохраняется после обработки пластов ионогенными полимерами типа ПАА при существенном уменьшении ее в водо-насыщенной части в результате адсорбции на поверхности породы и механического удержания полимерных частиц. В нефтяной среде частично гидролизованные полиакриламиды не проявляют свои ионогенные свойства и адсорбируются значительно меньше, чем в водной среде. Как показали результаты исследований на линейных моделях пласта с пористой средой из кварцевого песка, при одинаковых условиях фильтрационное сопротивление нефтенасыщенных интервалов снижается существеннее, чем водонасыщенных. Более низкое фильтрационное сопротивление нефтенасыщенной пористой среды по сравнению с водонасыщенной при обработке указанными полимерами связано не только с адсорбционными процессами, но и взаимодействием полимеров с нефтью. Как показали результаты экспериментальных исследований, при смешении раствора гипана с нефтью, как и с эмульсией электролитов, образуется подвижная масса, которая сохраняет свою подвижность и после интенсивного перемешивания. Однако
ввиду быстрого расслоения смеси на гипан и эмульсию не всегда удавалось оценить ее вязкость вискозиметром ВПЖ-3. Во всех случаях в присутствии нефти гипан не высаживался из раствора, в том числе и при длительном хранении смеси. Отсутствие обменных реакций между частично гидролизованным ионогенным полимером и низкомолекулярными электролитами при наличии нефти можно объяснить наличием углеводородной оболочки на поверхности полимерного раствора, экранирующей катионы, образующейся в результате взаимодействия функциональных групп полимера с химически активными компонентами нефти. Таким образом, селективность воздействия ионогенных полимеров на нефтеводонасыщенный пласт основывается не только на высаживании полимера катионами пластовых вод, как утверждается во многих работах, но и на взаимодействии с нефтью. Возможность получения водоизолирующих композиций в пласте с участием нефти основывается на следующих ее свойствах. Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) подвергаются таким химическим превращениям, как окисление, галогенирование, гидрирование, хлорметилирование и конденсация асфальтеновых концентратов с формальдегидом. В условиях высоких температур (более 370 К) сульфирование САВ приводит к образованию полифункциональных катионитных мембран, которые могут быть использованы как водоизолирующий материал. Реакция может протекать и при низких температурах с образованием кислого гудрона и других сульфопродуктов. Исследования показали, что количество и свойства образующегося кислого гудрона зависят от содержания в нефти асфальтенов и смол. Так, на Ромашкинском месторождении с учетом одинаковых объемов из нефти девонского горизонта при взаимодействии с серной кислотой выделяется в 2,7 раза меньше кислого гудрона, чем из нефти верхнего карбона. Методические вопросы этих исследований приводятся в работах. При превращении кислого гудрона в водоизолирующую массу его вязкость со временем в результате структурирования смол и асфальтенов возрастает до (9 - 11)-103 мПа-с. Исследование свойств нефтей, проведенные применительно к решению задач охвата пластов воздействием, позволили разработать новые методы ограничения притока вод в добывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси (НСКС). Метод основывается на превращении асфальтенов и смол нефти в кислый гудрон в условиях обводненного пласта. На этой же основе разработан метод с учетом высокотемпературных условий (373 473 К), когда в пласт закачиваются отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновых фракций в присутствии Н25О4. При высоких температурах в результате реакции сульфирования, разложения
сульфосоеди-нений окисиления образуется твердый продукт. В первом и во втором методе продуктивный пласт служит реактором термохимических процессов взаимодействия кислоты с нефтью и другими элементами пластовой системы. СВОЙСТВА ПОРОД ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В системе пласт - технологическая жидкость, породы являются, с одной стороны, средой, вмещающей пластовые и технологические жидкости, а с другой - активным компонентом взаимодействующей системы. По изменению коллекторских свойств пород в результате взаимодействия оценивается эффективность применения химреагентов для воздействия на обводненный пласт. Изучение физико-химических свойств пород обусловливается изысканием таких реагентов, которые при взаимодействии с ними в нефтеводонасыщенном пласте могут образовывать водоизолирующую массу. Известно, что минеральный состав породы обусловливает ее коллекторские (фильтрационно-емкостные), физико-химические (адсорбционные) и химические свойства. При закачивании реагентов в пласт наряду с процессами адсорбции и изменения поверхностных свойств происходит также химическое взаимодействие реагентов с минеральными составляющими коллекторов. Продуктивные пласты основных месторождений представлены терригенными и карбонатными отложениями. Типичным для терригенных отложений является замещение коллекторов, представленных песчаниками и алевролитами, глинистыми породами, что обусловливает литологическую неоднородность По гранулометрическому составу породы коллектора в терригенных отложениях, в частности горизонта Д1 месторождений Урало-Поволжья, содержат размеры зерен 0,06 - 0,14 мм до 87 - 92 %, частицы мелко-алевролитовые (0,01 - 0,05 мм) -до 6- 10% и пелитовые (менее 0,01 мм) - до 2 - 3 % . По минеральному составу песчано-алевролитовая фракция этого горизонта является мономинеральной, содержание кварца в ней составляет 98 - 99 %. В небольшом количестве присутствуют полевые шпаты, мусковиты и обычный комплекс акцессорных минералов. Пелитовая фракция представлена полиминеральным составом, в котором преобладают кварц и кальций. В глинистой фракции (мелко-пелитовая с размерами зерен менее 0,001 мм) преобладает каолинит, в несколько меньшем количестве присутствуют гидрослюда, галлуазит, кварц и кальций. В девонских песчаниках содержится около 1 % этой фракции, и, присутствуя в виде незначительной примеси, она приводит к уплотнению породы и развитию скварцования. В еще меньшем количестве в цементирующем материале отмечается присутствие регенерационного кварца и карбонатного цемента. В полимиктовых коллекторах месторождений п-ова Мангышлак, Среднего
Приобья и Западной Сибири цементирующий материал в породах преимущественно глинистый, присутствует также регенерационный кварц. Алевролиты по минеральному составу не отличаются от песчаников, но более глинисты и карбонатны. Содержание последних достигает 9 %. Размеры пор для пород терригенных отложений распределяются следующим образом: до 12 мкм - 16,65 %; от 12 до 16,8 мкм - 62,69 %; от 16,8 до 22,5 мкм 16,26 %, от 22,5 до 32,05 мкм - 4,4 %. Преобладание в продуктивном пласте каналов диаметром от 12 до 16,8 мкм (62,69 %) является предпосылкой для неравномерной фильтрации жидкостей. Большинство минералов, встречающихся в породах, имеют отрицательный потенциал. Исключение составляет СаСОз, который в зависимости от происхождения может иметь либо "+", либо "-" потенциал. Карбонаты неорганического происхождения (кальцит, арагонит, доломит, сидерит, перекристаллизованные чистые известняки, мрамор) в водных растворах электролитов обнаруживают положительный потенциал, а органического происхождения (ископаемые кораллы, современные и древние ракушники) могут иметь отрицательный потенциал. Наличием заряда на поверхности обусловливается одно из важных физико-химических свойств пород продуктивного пласта - адсорбция, которая в определенных условиях способствует удержанию в пласте полимеров, ПАВ и других реагентов. Частицы этих реагентов могут "пришиваться" к породе, например, в результате взаимодействия с катионами поливалентных металлов, находящимися на поверхностных адсорбционно-активных центрах. Взаимодействие химпродуктов с породами продуктивных пластов основывается на их химическом составе и способности к обменным реакциям. Применительно к решению задач ограничения движения вод с использованием компонентов породы представляют интерес процессы, приводящие к изменению структуры минералов с выделением новых продуктов, которые могут служить наполнителями в водоизолирующем составе или выполнять другие функции в зависимости от свойств реагентов. Указанная особенность свойств пород наиболее полно характеризуется энергией поглощения породами различных катионов, которая зависит от атомной массы и валентности и возрастает с их увеличением. Общая сумма обменных катионов составляет обменную емкость, величина которой зависит от величины коллоидного комплекса, минералогического состава и рН раствора. Особое положение занимает водородный ион, по энергии поглощения он превышает Са2+ и находится между кальцием и алюминием. Являясь наиболее активным агентом химического разрушения
горных пород, он, как следует из энергетических расчетов, не только не требует энергии извне для разрыва связей в решетке минералов, но и способствует при этом ее выделению. Высокая активность Н+ в химическом разрушении минералов объясняется тем, что, обладая ничтожными размерами, он легко проникает в решетку минерала и разрывает связи, для чего необходимы наличие "дырки" в кристаллической решетке и дефицит положительных зарядов в ней. В этом отношении наиболее благоприятными оказались минералы, содержащие, во-первых, крупные катионы Nа+, К+, Са2+ в кристаллической решетке (полевые шпаты, амфиболы, пироксены, слюды) и, во-вторых, обладающие наибольшим количеством дефектов в структурах (алюмокислородные тетраэдры и др.). Благодаря несоизмеримости, например в структуре силикатов ребер кремнекис-лородных тетраэдров с размерами крупных катионов, водород легко проникает в решетку этих минералов и образует с кислородом в вершине алюмосиликатных тетраэдров прочную ОН" группу, разрывая кислородные мостики S4+-О-А1. Наиболее устойчивы к разрушению минералы, не содержащие крупные катионы типа кварца. Наименее активными компонентами пород являются зерна кварца (кремнезема), которые могут растворяться только в плавиковой кислоте и медленно в растворах щелочей. Растворы кислот (серной, соляной и др.) в первую очередь взаимодействуют с карбонатными породами и цементом. Известняк (СаСО3), доломит СаМg(СО3)2, магнезит (МgСОз) легко растворяются в соляной и азотной кислотах. При взаимодействии карбонатных пород с серной кислотой образуется малорастворимый гипс, объем которого в 1,5 - 2,0 раза превышает объем исходного материала. Для изучения возможности использования отреагировавшей с нефтью серной кислоты была исследована ее способность вступать в реакцию гипсообразования с карбонатом кальция, превращая последний в водоизолирующую массу. Неполное растворение карбонатов, по-видимому, связано с образованием мелкокристаллического гипса, экранирующего контакт серной кислоты с породой, и обволакиванием присутствующими в кислоте органическими примесями. Возможность реализации данного принципа образования водоизолирующей массы испытывалась на промыслах ОАО "Татнефть". На основе этого принципа был разработан новый высокоэффективный способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Аналогичные процессы растворения (выщелачивания) компонентов горных пород происходят также при воздействии пресной и насыщенной углекислым газом вод, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. При воздействии химически
чистой воды в течение 15 лет на базальт, роговую обманку, ортоклаз и микроклин в раствор переходит соответственно 1,01; 0,805; 0,418; 0,365 % от веса исходных пород. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют с водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства. Эксперименты по исследованию растворимости (разрушения) минералов пород в воде проведены в основном в статических условиях. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25 - 50 лет, указанные процессы происходят в динамических условиях фильтрации воды, что дает основание предположить возможность перехода в раствор большего объема пород. Растворение приведенных выше минералов в воде позволяет объяснить образование высокопроницаемых промытых зон в коллекторе при фильтрации закачиваемой воды в течение многих лет. Увеличение их проницаемости происходит не только из-за выноса неустойчивых глинистых пород, но и из-за растворения минеральных компонентов пласта. В качестве образцов использовались породы, извлеченные из продуктивного горизонта в виде кернов, которые измельчались перед анализом. Приготовленные образцы подвергались валовому (силикатному) анализу для определения в них содержания окислов и катионному обмену для определения количества обменных катионов. По результатам исследований было установлено, что главное отличие пород месторождений Татарстана и п-ова Мангышлак состоит только в количественном содержании окислов. Основным компонентом в терригенных пластах является кварц, содержание которого изменяется от 85 до 99 % к весу сухого образца. Наибольшей обменной емкостью обладают породы месторождений полуострова Мангышлак - 15,7 - 18,9 мг-экв, для нефтяных месторождений Татарстана - 6,23 - 10,4 мг-экв, что обусловлено минеральным составом цементирующего вещества. В породах - коллекторах п-ова Мангышлак в глинистом цементе преобладают монтмориллониты и смешанно-слойные образования, характеризующиеся высокими обменными способностями. Обменная способность пород карбонатных отложений на 22 - 35 % ниже, чем терригенных. Химическая активность пород нефтяных месторождений полуострова Мангышлак, полимиктовых коллекторов залежей Западной Сибири значительно выше, чем у пород нефтяных месторождений Татарстана. Этому способствует большое содержание глин и карбонатных компонентов, что, в
свою очередь, является причиной сравнительно интенсивного разрушения, и не только при прокачивании кислот и щелочей, но и воды, используемой для заводнения. Химическая активность при взаимодействии с водой или растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц, между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный между глинистыми частицами и внешним раствором. В технологических процессах бурения скважин диспергирование глин, способность к обменным реакциям и их адсорбционные свойства широко используются для приготовления коллоидных растворов, большинство которых основывается на взаимодействии глинистых частиц с различными химпродуктами, в том числе и с полимерами. Глины отличаются от других пород лишь количественным содержанием окислов. В глинистых породах различного возраста преобладает гидрослюда, на втором месте - минералы монтмориллонита, на третьем каолинит. Химическая активность при взаимодействии с водой или растворами солей определяется в значительной степени поверхностным растворением глинистых частиц - между глиной и раствором происходит обмен катионов. Этот процесс обмена можно рассматривать как адсорбционный процесс между глинистыми частицами и внешним раствором. Наличие у глинистых частиц положительного заряда позволяет использовать в технологических процессах очистки воды полимеры анионного характера. Неустойчивость глинистых пород продуктивного пласта, диспергирование в водной среде, фильтрация мелкодисперсных , твердых частиц глин и взаимодействие с химпродуктами на основе адсорбционных процессов являются надежной основой применения этих частиц в технологических процессах ограничения движения вод в обводненных зонах нефтяного коллектора, в том числе использования одного из компонентов продуктивного пласта в качестве водоизолирующего материала. Продуктивные пласты представляют собой проницаемую систему горных пород, химические составы которых близки между собой и отличаются главным образом по количественному содержанию отдельных компонентов. Другим отличительным признаком является величина емкости обмена и содержание минералов с крупными катионами, высокие значения которых свидетельствуют о неустойчивости пород при взаимодействии с технологическими жидкостями. При взаимодействии пород продуктивного пласта с закачиваемой водой, которая может иметь кислую, нейтральную и щелочную среду, происходит растворение составляющих пласт минералов, частичное его разрушение и образование промытых зон, в результате чего проницаемостная
неоднородность продуктивного пласта усиливается. При закачивании технологических жидкостей происходят обменные реакции как с пластовыми жидкостями, так и с минералами пород. В результате поверхность зерен минералов изменяет свои физико-химические свойства, образуются новые минералы и химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт композицию. На основании этого породы пласта можно рассматривать как составляющие для образования водоизоли-рующей массы. Из множества вариантов использования компонентов пласта с указанной целью для реализации рекомендованы продукты взаимодействия карбонатных составляющих пород с кислотами и глинистые породы, обладающие большой емкостью обмена. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ С ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТОМ Продуктивный пласт нефтяных месторождений представляет собой сложенную из пород различного минералогического состава трещиновато-пористую среду, насыщенную нефтью и водой. Эта система, состоящая из пород и пластовых жидкостей, в начальных условиях находится в равновесном состоянии. При введении в коллектор технологической жидкости равновесие нарушается, возникает новая система порода - пластовая жидкость - технологическая жидкость, в которой происходят сложные химические взаимодействия между компонентами пластовой системы и закачиваемых жидкостей. Возникающий при этом градиент химического потенциала, который зависит от вида и концентрации компонентов системы, вызывает перемещение веществ в пористой среде, т.е. градиент химического потенциала становится движущей силой процесса взаимодействия системы. В большинстве технологических операций, основанных на применении химпродуктов, указанный процесс носит диффузионный характер. Вследствие этого движение пластовой воды, представляющей коллоидный раствор, сопровождается различными видами взаимодействия с твердыми частицами породы. В результате изменяются свойства и воды, и твердого тела, а в зависимости от расстояния и времени изменяется и сам характер взаимодействия. При заводнении пластов с применением пресных вод диффузионный переход частиц пород в раствор сопровождается увеличением коэффициента проницаемости пласта. К таким процессам следует отнести возникновение осмотического давления поровой воды в водонасыщенных породах, содержащих водорастворимые соли. Оно обусловлено изменением концентрации раствора в порах грунта в направлении фильтрации. Осмотический напор в поровой воде может сильно увеличить или уменьшить избыточный напор воды при гравитационной
фильтрации и даже изменить его знак. Особенности перемещения веществ под действием градиента концентраций остаются в силе при закачивании в пласт технологических растворов на водной основе, имеющих иной химический потенциал, чем пластовые жидкости. В результате обменных процессов под действием диффузионных и осмотических сил в пластовых условиях происходит изменение фазового состояния ионогенных полимеров от жидкого до твердого, осаждение дисперсий латексов, мылонафтов. Химические реакции сульфирования нефти приводят к образованию, с одной стороны, сульфокислот, способствующих вытеснению нефти из пласта, с другой, - кислого гудрона, который в определенных физикогеологических условиях может применяться в качестве водоизолирующих агента. В зависимости от свойств химреагентов и компонентов продуктивного пласта может образоваться нефтевытесняющий агент, водоизолирующее соединение или средство ОПЗ, изменяющее фазовую проницаемость пород относительно нефти или воды. Взаимодействие горных пород с технологическими жидкостями можно отнести к гетерогенным процессам, которые состоят из следующих стадий: -диффузия реагента из жидкой фазы и реакционной поверхности твердого тела; -химическая реакция между обоими веществами; -унос продуктов реакции с поверхности. В порах и трещинах, через которые происходит фильтрация вводимых в коллектор жидкостей, реагент первоначально вступает во взаимодействие с пластовой жидкостью как на фронте передвижения, так и в зоне контакта с породой, на которой образуется промежуточный слой. Свойство жидкости этого слоя во многом предопределяет характер взаимодействия закачиваемого реагента с минералами продуктивного пласта. Закачиваемая вода на поверхности пород, наряду с образованием фазы с особыми свойствами, вступает в химическое взаимодействие с твердой поверхностью, образуя новые соединения, приводящие к некоторым изменениям их свойств, а в определенных условиях - к затуханию фильтрации. Более интенсивно в этот процесс включаются глинистые минералы, обладающие свойством диспергироваться в результате ионообменных процессов в водном растворе. Совершенно иной характер носит взаимодействие реагентов с поверхностью пород, покрытых нефтью. Промежуточный слой, образующийся на поверхности пород из молекул углеводородов, обладает большой упругостью, и его толщина достигает (0,4 - 0,8)^10-8 м . Это препятствует непосредственному контакту химреагентов с минералами, а следовательно, проявлению адгезионных сил между ними и химических реакций.
Выбор ионогенных полимеров в зависимости от свойств пластовых жидкостей для заводнения залежей объясняется следующим образом. Жидкость-носитель (вода) в кварцевых коллекторах существенного влияния на фильтрационные свойства не оказывает. Основное изменение гидродинамики обводненного пласта происходит в результате взаимодействия полимерных частиц непосредственно с породой и пластовыми жидкостями. Диффундируя из жидкой фазы, они адсорбируются и механически удерживаются в пористой среде. Экспериментальные исследования, проведенные с гипаном и полиакриламидами, показали, что механизм изменения фильтрационного сопротивления пористой среды зависит от минерализации воды. В связи с этим для ограничения притока минерализованных вод в скважины были рекомендованы производные акриловых кислот с высокой степенью гидролиза, позволяющие использовать в качестве структурообразователя катионы поливалентных металлов пластовых вод. Полиакриламиды, наоборот, водоизолирующие свойства проявляют в среде пресных вод, резко теряя свои вязкостные свойства при незначительном содержании солей - более 4-5 г/л , что исключает превращение компонентов пластовой воды в водоизолирующую массу. В то же время ПАА обладают высокими флокулирующими свойствами относительно дисперсных частиц горных пород, находящихся во взвешенном состоянии. Это свойство полиакриламидов было реализовано для превращения мелких частиц пород в водоизолирующую массу в слабоминерализованной воде. Выбор реагента должен производиться в зависимости от физико-химических свойств пород и пластовых жидкостей с учетом изменения химического потенциала компонентов пластовой воды при заводнении и прогноза ее ионного состава с использованием зависимости его от плотности воды. Другим важным фактором взаимодействия химреагентов является избирательность действия закачиваемых реагентов на водонасыщенные зоны коллектора. В решении задачи избирательного воздействия на частично обводненные пласты практически фокусируются все основные требования к химпродуктам, применяемым для управления подвижностью пластовых жидкостей: -фильтруемость в пористую среду; -избирательность физико-химических свойств относительно нефти и воды; -регулируемость процесса физико-химических превращений в пластовых условиях во времени и фильтрационных характеристик пород в зависимости от состава и коллекторских свойств. Избирательность действия ионогенных полимеров на обводненные
продуктивные пласты практически целиком и полностью основывается на физико-химических процессах взаимодействия с пластовыми жидкостями. Наряду с изменяющимися в водной среде свойствами они практически инертны относительно углеводородных жидкостей, т.е. в них не проявляется ионная сила полиэлектролитов. Детализация перечисленных процессов относительно ионогенных полимеров показывает, что селективному воздействию способствуют следующие физико-химические факторы: -изменение фазового состояния в водной среде; -химическая инертность относительно нефти; -изменение поверхностных свойств полимерного раствора в контакте с нефтью; -образование пограничного раствора в контакте с нефтью; -более высокая вязкость нефти по сравнению с водой; -низкая фазовая проницаемость нефтенасыщенного коллектора для гидрофильных жидкостей. Анализ свойств водоизолирующих материалов и компонентов продуктивного пласта и изменений, происходящих при взаимодействии их между собой, показывает, что указанными физико-химическими процессами можно управлять выбором химреагентов. При разработке новых технологий воздействия на обводненный пласт предложена методика выбора реагента, основанная на оценке следующих физико-химических процессов взаимодействия их с водоизолирующими химреагентами: физико-химическое превращение технологической жидкости при взаимодействии с пластовой водой и нефтью; взаимодействие реагентов технологической жидкости с минералами скелета породы пласта; вытеснение жидкости-носителя и вспомогательных компонентов технологической жидкости (водоизолирующего состава) из обработанной зоны; взаимодействие водоизолирующей массы с фильтрующимися через пласт нефтевытесняющими жидкостями и их компонентами. В соответствии с перечисленной последовательностью при выборе водоизолирующих составов проводятся следующие виды исследований: -качественно оцениваются основные компоненты продуктивного пласта, т.е. компоненты с нерегулируемыми свойствами во взаимодействующей системе -составляется сводная таблица о составе пород и пластовых вод обрабатываемого объекта, на основе которой разрабатывается карта взаимодействия компонентов с химреагентом; -производится количественная оценка ионного состава вод и прогноз
возможных изменений его при заводнении залежи; -исследуется состав нефти и определяются основные ее параметры - вязкость, плотность, содержание асфальтенов, смол; -используя данные о свойствах химпродуктов, производится выбор химпродукта, избирательно воздействующего на нефтенасыщенный пласт и частично превращающего компоненты пластовой системы в водоизолирующую массу; -изучается влияние физико-химических превращений технологической жидкости в присутствии компонентов пластовой системы на подвижность нефти и воды в пористой среде. Таким образом, обобщение результатов исследований позволяет констатировать, что физико-химическое воздействие пород, пластовых жидкостей и водоизолирующих химпродуктов в пластовых условиях является одним из главных факторов обеспечения избирательного воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор. Рациональное использование энергии пластовых и закачиваемых вод является одним из главных условий наиболее полного извлечения нефти из нефтеводонасыщенного коллектора. После образования в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон регулирование заводнением осложняется значительная часть воды поступает в добывающие скважины и фильтруется по пласту, не оказывая существенного влияния на процесс вытеснения нефти. Исследования по разработке новых методов и водоизолирующих составов проводятся в указанных направлениях, т.е. по ограничению водопритоков в добывающие скважины и в пласты. При одинаковой конечной цели методы решения этих задач отличаются тем, что если ограничение водопритоков в скважинах достигается применением небольших объемов технологической жидкости, то во втором случае для ограничения движения вод в удаленных зонах требуется закачивание ее в больших объемах с использованием дешевых и недефицитных материалов. При этом необходимо обеспечить селективность воздействия на нефте- и водонасыщенные зоны пласта. Этим требованиям наиболее полно отвечают химреагенты, взаимодействующие с компонентами продуктивного пласта и способствующие при этом частичному превращению их в водоизолирующую массу.
Фрактал - он и в Африке фрактал В мире математики (Бенуа Мандельброт, 1963) появилась концепция «фрактала» — геометрического образа, в котором при каждом следующем увеличении открывается очередная, все более тонкая структура, повторяющая исходную. Эта концепция породила фрактальную геометрию как обобщение эвклидовой геометрии на нерегулярные и фрагментированные формы, структуры и т.п. и тем самым оказала всепроникающее воздействие на современную научную мысль (например, на так называемую теорию хаоса). Американский профессор Арисменди-Парди из Политехнического института Ренселлер на уроках математики демонстрирует фотографии причудливо заплетенных косичек африканских девушек. Разумеется, косички — это не полные фракталы, поскольку их «тонкая структура» кончается уже на первом уровне увеличения. Такие подобия фракталов наблюдаются и в естественных формах природы — в корневой системе растений, кронах деревьев, оврагах, генеалогическом дереве. Не является исключением и сама нефть, и вмещающий коллектор. Вытеснение нефти водой При вытеснении жидкостью с малой вязкостью другой жидкости, с большой вязкостью, первоначально плоская поверхность фронта вытеснения переходит в поверхность, напоминающую пальцы перчатки. Такие структуры получили название вязких «пальцев». Последовательное дробление кончиков «пальцев» приводит к возникновению фрактальных кластеров, то есть поведение более протяженного участка оказывается подобным поведению менее протяженного. Иначе говоря, для таких систем выполняется условие самоподобия. Анализ этого явления и способов борьбы с ним очень важен для практики. Вязкие «пальцы» наблюдаются при закачке воды под давлением в нефтеносный пласт для повышения нефтеотдачи. Но из-за описанного эффекта вода опережает нефть и проникает значительно дальше, чем хотелось бы, и на поверхность выкачивается смесь, содержащая в основном воду. Концепция фрактала (самоподобие) проявляется не только в движении пластовых флюидов по однородному! коллектору, но и на структурном уровне состава нефти и вмещающего коллектора, что невероятно усложняет процесс вытеснения. При изучении трещиноватости карбонатного коллектора, как единого сложного объекта, можно выделить шесть типов структурных (фрактальных) уровней: ультро-, микро-, мезо-, макро-, мета- и мегатрещины. Структурный уровень трещиноватости и тип трещин можно определить следующими методами: межпоровые ультрамикротрещины и микротрещины по
керну методом шлифов; мезо-, макротрещины - гидродинамические методы, визуальные наблюдения в обнажениях; метатрещины - гидродинамические методы (КВД), визуальные наблюдения в обнажениях; мегатрещины - закачка индикаторов, трассировка трещин по геолого-промысловым данным, аэрогеологические методы. Структурные (фрактальные) уровни Ширина Структурный Названия блоков, Протяженность Протяженность Раскрытость Трещинная уровень блоков, расстояние трещин по трещин по трещин, проницаемость, трещиноватости ограниченных между разрезу, м площади, м мкм мкм2 и тип трещин трещинами трещинами 1. межпоровые Пористая ультрамикро матрица трещины
-
0,001-0,01
0,001-0,01
2-10
0,001-0,005
2. микро трещины
Микроблок
0,01-0,1
0,01-0,1
0,04-0,4
10-20
0,005-0,01
3. мезо трещины
Мезо блок
0,10-1
0,1-1
0,4-4
20-100
0,01-0,1
4. макро трещины
Макроблок
1-10
1-10
4-40
100-500
0,1-1
5. мета трещины
Метаблок
10-100
10-100
40-400
500-1000
1
6. мега трещины
Мегаблок
100-1000
100
400
1000
1-10
Схему движения воды по объемной сетке трещин карбонатного коллектора порового типа можно представить следующим образом. В мезоблоке, где расположена нагнетательная скважина, закачанная в нее вода попадает в микротрещины, по которым она расходится по всему мезоблоку, охватывая микроблоки и вступая с ними в капиллярный обмен флюидами. В мезотрещины этого мезоблока из микротрещин поступают вода и нефть. Далее по мезотрещинам вода распространяется внутри макроблока и достигает его границ, т.е. макротрещин. По макротрещинам вода распределяется внутри метаблока и, достигая его границ, попадает в метатрещины, по которым она распределяется по мегаблоку и попадает в мегатрещины. По мегатрещинам вода устремляется в обход соседних мегаблоков к зонам отбора жидкости из пласта,
где расположены добывающие скважины. В мегаблоке с добывающей скважиной вода движется в обратном порядке: из мегатрещин в мета-, макро-, мезо-, микротрещины и в скважину. При этом исключительно важное значение имеет линейная скорость движения воды по мета- и мегатрещинам. При чрезмерно высоких темпах нагнетания в пласт воды или, напротив, чрезмерно высоких темпах отбора жидкости из пласта возникают условия, при которых опережающее движение воды по трещинам ведет к "блокировке" пористых блоков и "защемлению" в них нефти. Образуются так называемые застойные зоны, объединяющие не только микроблоки, но и более крупные элементы объемной сети трещин. Например, если мегаблок не вскрыт ни одной добывающей скважиной, то он может быть обойден водой по мегатрещинам с образованием внутри мегаблока застойной зоны с невырабатываемыми запасами нефти. Возможность образования крупных невырабатываемых целиков нефти в результате их "блокировки" водой - это второе свойство объемной сетки трещин, не проявляющееся при рассмотрении единичных трещин или систем трещин. Возможна также и "микроблокировка" водой всей поровой матрицы с вытеснением нефти только из объемной сетки трещин. Состав нефти, его молекулярные характеристики описываются пока словами, а не строгими химическими и физическими зависимостями. Хотя ясно, что НЕФТЬ это не случайный набор компонентов. Вполне возможно, что сходство состава нефти обусловлено наличием внутренних регуляторов тех или иных процессов, то есть наличием химических факторов преобразования органического вещества. Движущей силой этих преобразований, наряду с температурой и концентрацией, может быть структурное самоподобие (фракталы) вмещающего нефть коллектора. Поэтому малопродуктивно искать в нефти индивидуальные соединения или классы, разумнее исследование закономерностей, которые по частям описывают состав. То есть искать структурное самоподобие (фракталы) в энергиях связей между молекулами нефти. Любой класс нефтяных соединений можно охарактеризовать пятью признаками: - степень конденсированности; - гомологичность; - унимодальность; - дискретность; - структурное подобие. Степень конденсированности выражается формулой CnH(2n-z)X, где z степень насыщения водородом (от алкилпроизводных до полициклической ароматики). Гомологичность характеризует особенность алкильного обрамления циклов. Все гомологи образуют непрерывный ряд и их количественное распределение
имеет унимодальный характер. Унимодальность гомологов характеризует наличие одного максимума на кривой распределения, который приходится на С=10-13 атомов в заместителях. Это универсальный характер распределения атомов в заместителях и в самих структурных группах, разделяемых по функциональному признаку, а не по температурам кипения. В нефти число структурных изомеров внутри каждого образца структурной группы оказывается ограниченным (дискретным). Дискретность в изомерном составе типична для всех соединений нефти – положение заместителей, характер разветвления цепей, сопряжение циклов и др. структурные особенности молекул реализуются не хаотично, а весьма упорядоченно, хотя причины не ясны. Структурное самоподобие (фракталы) характерно для соединений различных классов нефти. Это выражается в сходстве фрагментов молекул, входящих в состав всех компонентов конкретного образца нефти. Углеводороды, смолы и даже асфальтены в любой конкретной нефти похожи друг на друга, и по степени цикличности, и по характеру распределения заместителей (боковых групп молекул в основной цепи). Все эти вещества близкие "родственники". Если разложить пиролизом остаток от перегонки нефти, то получается набор легких углеводородов точно соответствующих составу легких углеводородов, уже отогнанных при первой перегонке из этой же нефти. Как будто конкретная нефть составлена из определенных фракций, связанных силами, разлагающимися постепенно (фрактально): сначала рвутся более слабые межмолекулярные силы при обычном испарении, затем рвутся связи между основной цепью и заместителями (крекинг), и, наконец, разрываются связи между ядром молекулы и фрагментами (пиролиз). Структурное самоподобие (фракталы) состава нефти проявляется явным образом при вытеснении: вначале идет более легкая нефть, затем в извлекаемой нефти увеличивается количество тяжелых фракций (смол и асфальтенов). Последствия – устойчивое снижение дебита по нефти при неуклонном повышении обводненности: -происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых и оставлению нефти в малопроницаемых пластах; - выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть "запечатывается" закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпадают асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО); - ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной нефти; - создаются проблемы в возможности извлечения оставшихся извлекаемых
запасов (ОИЗ) из не вырабатываемых или слабо вырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняемыми пластов по причине выпадения парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта из-за закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение). Абсолютное большинство нефтяников никогда не слышали о фракталах. Печально, что многие и не хотят об этом ничего знать. Без учета концепции фрактала традиционные представления о многофазной фильтрации в пористых средах не в состоянии ответить на ряд принципиальных вопросов, например, влияние проницаемости пласта на нефтеотдачу, роли абсолютных значений вязкостей фаз, плотности сетки скважин, темпа разработки. Необязательные подробности. Для решения этих задач используется решеточная модель. Рассматривается решетка, состоящая из узлов и связей между ними. Каждому узлу задается число Xi,j в интервале [0; 1], которое характеризует вероятность того, что в данную ячейку может просочиться жидкость Xi,jI [0; 1], i = 1..N; j = 1..M, (1) где N и M - размеры решетки по горизонтали и вертикали. Задается пороговое значение вероятности Xп (например Xп = 0,45), которое определяет нижнее значение вероятности, при котором жидкость все еще может протечь в ячейку. В данном случае все ячейки с присвоенной им вероятностью Xi,j > 0,45 принципиально лишены возможности пропускать сквозь себя жидкость. XП называется порогом перколяции и определяет степень пористости среды. Ячейки с вероятностями меньшими пороговой способны заполняться и пропускать сквозь себя жидкость. Они называются порами. Компьютерное моделирование процесса протекания при заданном XП заключается в том, что в решетку с одной стороны начинают "впрыскивать жидкость". Впрыснутая жидкость из любой поры может вторгнуться только в пору, непосредственно находящуюся рядом с данной. Так моделируются капиллярные каналы, или "связи" между порами, а также физ.свойства жидкости (плотность, вязкость, смачиваемость и т.п.). Жидкость просачивается в поровое пространство, образуя кластер протекания или перколяционный кластер. Меняя значение порога перколяции XП, получают перколяционные кластеры различных размеров. Условием успешного протекания конкретной жидкости является возникновение кластера, который простирался бы вдоль всей решетки и соединял бы ее противоположные стороны.
Фрактальный газосепаратор Концепцию фрактала можно применить для создания технических устройств. В этом случае устройство проявляет новое техническое свойство. Ниже рассмотрен пример газосепаратора с фрактально организованными потоками жидкости и газа (Авт. свид. СССР № 1313487. Газосеператор. БИ № 20/87). Газосепаратор включает в себя наклонный трубопровод 1 и соединенные с ним П-образные трубчатые элементы 2, 3, 4, установленные последовательно один над другим. Выходной патрубок 5 элемента 2 является входным патрубком элемента 3. Далее выходной патрубок 6 элемента 3 является входным патрубком элемента 4. Выходной патрубок 7 П-образного элемента 4 соединен с каплеуловителем 8. Поперечные участки П-образных элементов расположены горизонтально. Установка на наклонном трубопроводе П-образных трубчатых элементов последовательно один над другим позволяет создать за счет ступенчатого (фрактального) изменения давления в П-образных элементах трубчатый газосепаратор без сепарационной емкости. На рисунке показан фрактальный газосепаратор.
Рис.1 1- наклонный трубопровод; 2,3,4- П-образные элементы; 5,6,7- выходные патрубки П-образных элементов; 8- каплеуловитель. Газосепаратор работает следующим образом. Для сепарации газа из нефти необходимо процесс из равновесного перевести в ступенчатый при дискретном изменении давления. Изменение давления происходит при наличии на пути движения газированной нефти чередующихся местных сопротивлений.
Неравновесный процесс со ступенчатым изменением давления, что сопровождается появлением ритмичных звуком, имеет место в предложенном фрактальном газосепараторе с тремя П-образными трубчатыми элементами. Для увеличения степени сепарации газосепаратор может быть выполнен с четырьмя, пятью и т. д. П-образными элементами. Газированная нефть поступает от скважины на вход наклонного трубопровода 1. Слив нефти из трубопровода выполнен на одном уровне с горизонтальным поперечным участком последнего П-образного элемента 4. Такая компановка необходима для того, чтобы нефть, дойдя по трубопроводу 2 до первого элемента 2, из-за разницы в статических уровнях устремилась в П-образные элементы 2, 3, 4. Если внимательно приглядеться к конструкции газосепаратора, то можно усмотреть аналогию с генеалогическим деревом, или корневой системой растения (классические фрактальные структуры). Фрактальный газосепаратор нашел применение в расходомерах для измерения дебита до 10 т/сут газированной (пенистой) нефти.