Строительство и ремонт скважин
Конструкция буровых скважин. Временная консервация и ликвидация скважин. Способы бурения. Категории горных пород, их физико-математические свойства. Состав и назначение бурильной колонны, условия ее работы. Характеристика современных буровых установок.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | учебное пособие |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.12.2011 |
| Размер файла | 4,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Седиментационная устойчивость. О ней обычно судят по двум показателям. Один -- суточный отстой, т. е. объем дисперсионной среды, выделившейся за 1 сут покоя из 100 см3 промывочной жидкости, налитой в мерный цилиндр. Второй--разность плотностей нижнего и верхнего участков столба промывочной жидкости, налитой в стандартный цилиндр, после 1 сут покоя; эту разность называют показателем стабильности. В хороших промывочных жидкостях суточный отстой равен нулю, а показатель стабильности не превышает 20--30 кг/м3.
Термостабильность. Свойства промывочной жидкости существенно изменяются при изменении температуры и длительном нагреве. Эти изменения могут быть как обратимыми (при нагреве свойства изменяются, но после охлаждения до первоначальной температуры возвращаются к исходным значениям), так и необратимыми. Необратимые изменения могут происходить вследствие либо разложения (деструкции) химических реагентов, содержащихся в жидкости, либо потери частицами коллоидной фракции электрических зарядов, либо растворения некоторых компонентов твердой фазы при высокой температуре и т. д. Необратимое изменение свойств может быть признаком термической нестабильности промывочной жидкости или реагента. Для каждого вида промывочной жидкости и каждого реагента существуют критические температуры, при превышении которых в жидкости происходят необратимые изменения свойств, а регент разлагается. Эту температуру принимают за предел термостабильности.
Стабильность жидкостей на углеводородной основе. Такие жидкости очень чувствительны к присутствию воды: при поступлении излишнего количества воды происходит обращение фаз и жидкость на углеводородной основе превращается в эмульсию типа «масло в воде». Эмульсии типа «масло в воде» элсктропроводны. Поэтому косвенным показателем стабильности жидкости на углеводородной основе является высокое напряжение электропробоя. Если напряжение пробоя начинает быстро уменьшаться, это признак близкой потери стабильности.
Газосодержание. В мерный цилиндр с притертой пробкой наливают 50 см3 промывочной жидкости и 200 см3 чистой воды; смесь тщательно взбалтывают, а затем, открыв пробку, цилиндр оставляют в покое на время, необходимое для разрушения пены. Величину газосодержания (в % по объему) вычисляют по формуле
Vг==2(250--Vк), (7.7)
где Vк -- объем разбавленной промывочной жидкости, измеренный после оседания пены, см3.
Для измерения газосодержания пробы промывочной жидкости следует отбирать как в начале желобной системы, так и из приемной емкости буровых насосов. Исследование первой пробы позволяет оценить газосодержание в потоке, выходящем из скважины. По разности же газосодержаний в первой и второй пробах можно судить об эффективности дегазации промывочной жидкости в очистной системе.
Содержание твердой фазы. Небольшое количество промывочной жидкости (~25 г) высушивают при температуре 105 °С до постоянства массы. Поскольку в промывочной жидкости могут быть водорастворимые соли, 20--25 г фильтрата ее также высушивают до постоянства массы сухого остатка. Содержание твердой фазы в промывочной жидкости (в %) вычисляют по формуле
(7.8)
где Моc--масса сухого остатка после высушивания промывочной жидкости, кг; Мдс--масса дисперсионной среды в образце промывочной жидкости: Мдс = Мпж-- Моc, кг; Мсф--масса сухого остатка после высушивания фильтрата, кг; Мф -- масса образца фильтрата, взятого для высушивания, кг; Мпж -- исходная масса образца промывочной жидкости, кг.
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ПРИГОТОВЛЕНИЯ
Вода. Простейший вид промывочной жидкости -- вода. Она может успешно удалять с забоя и из ствола скважины частицы разбуренных пород, интенсивно охлаждать трущиеся поверхности, передавать гидравлическую мощность от насосов на дневной поверхности к забою, создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов из объектов с нормальным коэффициентом аномальности. Молекулы ее свободно проникают в поры и микротрещины породы, препятствуют смыканию последних; благодаря этому ускоряется выравнивание порового давления в призабойных слоях породы и давления столба промывочной жидкости, что облегчает разрушение породы долотом и отрыв сколотых частиц ее от поверхности забоя. Поэтому механическая скорость проходки при бурении с промывкой водой всегда выше, чем при промывке другими жидкостями данной группы.
Во многих районах вода (пресная или морская) является наиболее доступной и дешевой промывочной жидкостью. Но она не универсальна и не может выполнять большую часть функций, перечисленных в § 7.1. Увеличивать противодавление на стенки скважины при применении воды можно только растворением в ней солей, но при этом сильно возрастает коррозионное воздействие ее на трубы и оборудование циркуляционной системы, а порой также стоимость самой жидкости.
Вода -- весьма активная жидкость. Она хорошо увлажняет глинистые породы, способствует их набуханию и потере устойчивости, осыпанию и обваливанию в ствол скважины. Недостаточно минерализованная вода может интенсивно растворять хемогенные породы и способствовать кавернообразованию. Проникая в продуктивные пласты, она ухудшает коллекторские свойства последних.
В качестве промывочной жидкости воду целесообразно применять только при разбуривании устойчивых, достаточно прочных и нерастворимых пород непродуктивных горизонтов, механические свойства которых практически не изменяются при увлажнении, а рассолы -- при вскрытии продуктивных пластов с повышенными коэффициентами аномальности и при разбуривании некоторых хемогенных пород.
Жидкости с диспергируемой твердой фазой. Наиболее доступными и дешевыми источниками коллоидной фазы являются бенто-нитовые, суббентонитовые и палыгорскитовые глины, обладающие большой дисперсностью. Так, элементарная ячейка кристаллической решетки минерала монтмориллонита, составляющего основу бентонитовой глины, представляет собой удлиненную чешуйку с толщиной менее 10 -6 мм. Вследствие того, что часть атомов алюминия и кремния в кристаллической решетке монтмориллонита нестехиометрически замещена другими атомами с меньшими валентностями, чешуйки этого минерала имеют на поверхности избыточные отрицательные заряды, которые компенсированы катионами натрия, калия и других элементов, адсорбированными из окружающей среды. При механическом диспергировании бентонита на чешуйках могут появиться дополнительные отрицательные или положительные заряды в местах разлома кристаллической решетки.
Бентонит, большая часть отрицательных зарядов которого компенсирована катионами натрия, называют натровым, а катионами кальция -- кальциевым.
Если кусочек бентонита поместить в пресную воду, молекулы последней будут проникать между чешуйками, смачивать их и стремиться отодвинуть друг от друга. Связи между чешуйками натрового бентонита очень слабы и при проникновении молекул воды легко нарушаются; с увеличением валентности адсорбированных катионов прочность связей возрастает. Объем кусочка бентонита при проникновении воды между чешуйками может увеличиваться в 8 -- 14 раз в зависимости от дисперсности глины и валентности катионов. Увеличение объема глины при контакте с водой называют набуханием. Чем больше валентность катионов, тем меньше степень набухания и дисперсность глины.
Часть катионов, адсорбированных на поверхностях чешуек бентонита, в воде отрываются от последних, и на поверхностях чешуек вновь появляются отрицательные заряды. Молекулы воды -- диполи. Диполи воды ориентируются в электрическом поле чешуйки и притягиваются к ней своими положительными зарядами. К отрицательным зарядам первого слоя диполей притягиваются новые молекулы воды и ориентируются подобно первым. Одновременно происходит гидратация катионов, окружающих каждую чешуйку. Таким образом, вокруг каждой чешуйки образуется своеобразное облако ориентированно расположенных молекул воды и гидратированных катионов, называемое гидратной оболочкой. Толщина гидратной оболочки максимальна против граней чешуйки и минимальна возле вершин и ребер последней. Вода в гидратной оболочке обладает упругостью, повышенной вязкостью, механической прочностью; строение ее в слоях, близких к чешуйке, подобно структуре льда. С удалением от чешуйки силы связи ослабевают, ориентирование молекул воды становится более слабым, прочность гидратной оболочки уменьшается, а свойства ее приближаются к свойствам обычной воды. Гидратные оболочки играют важную роль, защищая чешуйки от слипания друг с другом при столкновениях.
Между катионами, адсорбированными на поверхности чешуйки, и катионами в окружающей водной среде может происходить обратимый равновесный обмен. Способность глинистых частиц удерживать вокруг себя определенное количество ионов и эквивалентно обменивать их на другие ионы, содержащиеся в окружающей среде, количественно характеризуют обменной емкостью. Обменная емкость--это количество миллимолей обменных ионов, содержащихся в 1 кг воздушно-сухой глины.
Наличие обменных ионов делает глинистый минерал активным, предопределяет такие важные свойства, как способность к обменным реакциям, гидратации и ионизации.
При беспорядочном тепловом движении молекулы воды ударяют по глинистым чешуйкам и заставляют их перемещаться. Если тщательно перемешанную суспензию оставить в покое, глинистые чешуйки при перемещениях будут сталкиваться друг с другом. Если чешуйки сталкиваются гранями, то толстые гидратные оболочки и силы отталкивания ионов препятствуют слипанию и чешуйки расходятся. При столкновениях же ребрами или вершинами тонкие гидратные оболочки могут быть разорваны, тогда частицы слипаются в местах контакта. Постепенно число сцепившихся между собой глинистых чешуек возрастает и они образуют своеобразную сотовую структуру. В сотах структуры заключены свободная вода и те твердые частицы, которые не участвуют в образовании структуры (например, частицы песка, содержащиеся в глине). Структура обладает определенной прочностью, которая во времени постепенно растет за счет слипания новых глинистых чешуек и асимптотически приближается к некоторому пределу. Благодаря структуре, глинистая суспензия может в покое удерживать во взвешенном состоянии весьма крупные твердые частицы. При перемешивании структура разрушается и суспензия становится подвижной.
Химически необработанные бентонитовые суспензии применяют обычно при бурении начального участка скважины в интервале, сложенном достаточно устойчивыми малопроницаемыми породами. Применять такие суспензии при разбуривании хорошо проницаемых пород нецелесообразно: водоотдача суспензии велика и на стенках скважины образуются толстые фильтрационные корки, которые уменьшают сечение ствола и способствуют возникновению прихватов и других осложнений. Они непригодны также для разбуривания потенциально неустойчивых глинистых и хемогенных пород: фильтраты хорошо увлажняют глинистые породы и способствуют обваливанию и осыпанию стенок скважины; хемогенные породы такие суспензии растворяют. Свойства бентонитовых суспензий сильно ухудшаются при поступлении в них электролитов, а также при повышенных температурах.
При бурении в более сложных геологических условиях используют химически обработанные глинистые суспензии. Так, если в разрезе отсутствуют набухающие и диспергирующиеся в воде глинистые породы и нет опасности значительной минерализации, применяют суспензии, обработанные гуматным реагентом. При обработке этим реагентом уменьшаются водоотдача, толщина фильтрационной корки и вязкость суспензии. Гуматный реагент, однако, усиливает набухание и диспергирование глинистых пород. Свойства гуматных суспензий сильно ухудшаются под влиянием поливалентных катионов (например, кальция) и при увеличении минерализации свыше 2--3 %.
Для разбуривания глинистых пород, гипсов и ангидритов применяют глинистые суспензии, обработанные лигносульфонатами. Эти реагенты не предотвращают диспергирование глин фильтратом суспензии, но уменьшают интенсивность его, вязкость суспензии и делают ее малочувствительной к минерализации.
Ингибированные глинистые суспензии применяют для разбуривания потенциально неустойчивых глин, хорошо набухающих в воде и легко диспергирующихся глинистых сланцев. Ингибиро-ванием называют такую химическую обработку, в результате которой резко уменьшается увлажнение глинистых частиц и диспергирование их в водном фильтрате. В качестве ингибирующих компонентов используют КС1, NaCI, CaCl 2, CaS04, силикат натрия, Са(ОН)2 и другие вещества.
Если разрез сложен чередованием песчано-глинистых и хемо-генных пород, суспензия должна быть обязательно соленасыщенной. Для приготовления таких суспензий вместо бентонита обычно используют солестойкую палыгорскитовую глину.
Основные недостатки глинистых суспензий: большое содержание твердой фазы; необходимость проведения многократных комплексных обработок достаточно дорогими химреагентами для стабилизации свойств при бурении в сложных условиях; недостаточная термостабильность.
Суспензии с конденсируемой твердой фазой. Такие суспензии получают из водных растворов ряда солей (NaCI, KC1, MgCl2, CaS04 и др.) при добавлении NaOH либо Са(ОН)2 и небольшого количества органического реагента (крахмал, лигносульфонаты, эфиры целлюлозы и др.), а часто также асбеста. Наиболее распространены суспензии на базе MgCI2, именуемые обычно гидрогелем магния. Коллоидная фаза в них образуется в результате химических реакций соли и щелочи, т. е. путем конденсации из жидких растворов. Асбест при этом играет роль затравки в процессе кристаллизации и способствует образованию тиксотропной структуры, а органический реагент -- роль замедлителя процесса кристаллизации.
Благодаря высокой концентрации солей, суспензии с конденсируемой твердой фазой оказывают сильное ингибирующее действие на глинистые породы. Поэтому такие суспензии целесообразно применять при разбуривании глинисто-хемогенных и хемо-генных пород.
Полимерные недиспергирующие жидкости. Основу такой жидкости составляет водный раствор одного или двух высокомолекулярных полимеров. Полимеры предназначены для уменьшения водоотдачи, предотвращения диспергирования частиц разбуренных кальциевых глин и других пород, флокуляции их и улучшения реологических свойств жидкости. Поскольку в восходящем потоке жидкости в скважине частицы разбуренных пород в результате флокуляции укрупняются, это облегчает удаление их в очистной системе и контроль содержания твердой, в том числе -- глинистой, фазы в промывочной жидкости. Но водный раствор полимеров не обладает тиксотропной структурой и не способен кольматировать проницаемые стенки скважины.
Чтобы устранить эти недостатки, в полимерный раствор нужно ввести небольшое количество коллоидной твердой фазы (бентонит, асбест и т. д.). Полимерную жидкость с малым содержанием глинистой фазы получают обработкой глинистой суспензии из предварительно гидратированного и диспергированного в пресной воде высококачественного бентонита полимерным понизителем водоотдачи (например, КМЦ) и нефтью с последующим добавлением водного раствора полимера-флокулянта (обычно полиакриламида ПАА).
Для приготовления безглинистой суспензии смешивают водный раствор полимера-понизителя водоотдачи сводным раствором соли переходного металла; при этом образуется гидрогель--полимерная суспензия с конденсируемой твердой фазой. Для предотвращения обогащения этой суспензии тонкодисперсными частицами разбуриваемых пород в нее добавляют флокулянты и ингибирующие электролиты.
Полимерные недиспергирующие суспензии целесообразно применять при бурении в разрезах, сложенных устойчивыми породами, среди которых нет высококоллоидальных глин. Благодаря малому содержанию твердой фазы, прежде всего коллоидных фракций, при применении таких жидкостей существенно улучшаются показатели работы долот.
Нефтеэмульсионные жидкости. Их получают добавлением к промывочной жидкости на водной основе от 8 до 15 % по объему нефти или нефтепродукта и прокачиванием в течение нескольких циклов циркуляции через циркуляционную систему. Хорошими считают эмульсии, в которых глобулы углеводородов имеют диаметр от 0,1 до 0,6 мм и стабилизированы, т. е. защищены от взаимного слияния. Обычно для этого достаточно обработать жидкость понизителями водоотдачи и вязкости. Для стабилизации высокоминерализованных и высококальциевых суспензий дополнительно вводят ПАВ-эмульгатор.
При добавлении нефти к водной промывочной жидкости существенно уменьшаются липкость фильтрационных корок; сила трения колонны труб о стенки скважины; момент, необходимый для вращения колонны труб; опасность образования сальников из обломков разбуренных пород; водоотдача; заметно возрастают механическая скорость проходки и нередко проходка на долото. 1 Структурно-механические свойства исходной суспензии при добавлении нефти существенно не изменяются. Из хорошо стабилизированной промывочной жидкости отфильтровывается только вода если в фильтрате появилась нефть, это признак недостаточной стабильности эмульсии.
ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Промывочные жидкости на углеводородной основе предназначены в основном для вскрытия нефтеносных пластов; отбора керна, когда необходимо получить образцы пород, не загрязненные фильтратом (например, для определения истинной нефтенасыщенности, содержания погребенной воды, проницаемости); разбуривания глинистых пород, устойчивость которых сильно уменьшается при увлажнении, и хемогенных пород, которые легко растворяются в воде и склонны к потере устойчивости.
Промывочные жидкости на углеводородной основе представляют собой сложную многокомпонентную коллоидно-химическую систему, дисперсионной средой в которой служат жидкие углеводороды, а дисперсной фазой -- вода и твердые компоненты. Их можно подразделить на два вида: практически безводные жидкости и инвертные эмульсии.
Из практически безводных наиболее перспективны известково-битумные суспензии, в состав которых в качестве дисперсионной среды входит дизельное топливо, в качестве дисперсной фазы -- высокоокисленный битум, утяжелитель, небольшое количество минерализованной воды, высокоактивный оксид кальция (так называемые известково-битумные растворы ИБР) либо гидрофобизированный коротковолокнистый асбест (так называемые асбесто-битумные растворы АБР).
В ИБР оксид кальция, реагируя с водой, образует тонкодисперсную известь-пушонку с очень большой удельной поверхностью (порядка 3000 м3кг), способствующую стабилизации системы и возникновению тиксотропной структуры. В АБР такая структура образуется в результате взаимодействия волокон асбеста с множеством коллоидных частиц битума. Для окончательной стабилизации системы добавляют ионогенное ПАВ (например, сульфонатриевые соли).
Свойства битумных суспензий существенно зависят от химического состава дизельного топлива и состава битума.
Стабильность практически безводных суспензий на углеводородной основе существенно зависит от содержания воды: некоторые из них расслаиваются уже при попадании 8--10 % воды, другие же стабильны при поступлении до 15% воды. В процессе бурения необходимо предотвращать поступление воды в такие суспензии: хранить их в закрытых емкостях, использовать закрытую от атмосферных осадков и грунтовых вод систему циркуляции;
систематически контролировать содержание воды в суспензии и при необходимости связывать ее оксидами кальция.
В инвертных эмульсиях дисперсионной средой является нефтепродукт, а дисперсной фазой -- вода, которая в виде тонкодиспергированных глобул распределена равномерно во всем объеме нефтепродукта, и частицы твердых материалов, вводимых для увеличения плотности и, частично, для стабильности системы. Для того чтобы эмульсия, образовавшаяся в процессе тщательного перемешивания названных компонентов, в покое не расслаивалась на нефтяную и водную фазы, ее стабилизируют вводом ПАВ-эмульгатора. В качестве эмульгатора используют железные мыла окисленного петролатума, кальциевые мыла жирных кислот и другие ПАВ.
Промывочные жидкости на углеводородной основе, водная фаза которых полностью насыщена соответствующей солью, не растворяют хемогенные породы, не оказывают отрицательное влияние на устойчивость пород и не способствуют диспергированию частиц разбуренных пород.
Поскольку в инвертной эмульсии содержится, как правило, не более 30 % по объему жидких углеводородов, стоимость ее значительно ниже стоимости практически безводных суспензий.
При применении жидкостей на углеводородной основе возникают трудности с измерением электрического сопротивления пород: из-за большого удельного сопротивления самой промывочной жидкости невозможны такие виды геофизических исследований, как электрокаротаж и микрозондирование. Эти жидкости представляют также повышенную пожарную опасность.
ПРИГОТОВЛЕНИЕ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Для приготовления промывочной жидкости из порошкообразных материалов используют специальный блок оборудования. Такой блок (рис. 7.7) включает два цельнометаллических бункера 3 объемом от 20 до 50 м3 каждый, установленных с помощью стоек на металлической раме, разгрузочное пневматическое устройство 1, резинотканевые гофрированные рукава 4, воздушные фильтры 2, гидравлический эжекторный смеситель 6 и емкость 8, а иногда также гидравлический или ультразвуковой диспергатор.
Бункеры служат для хранения и подачи в камеру смесителя порошкообразных материалов (глинопорошки, барит и т. п.). Порошкообразные материалы в них загружают из бункеров автоцементовозов.
Для приготовления промывочной жидкости насосом подают дисперсионную среду (например, воду) в эжекторный гидросмеситель 6 через штуцер 9. Так как жидкая среда вытекает из штуцера с большой скоростью, в камере смесителя 6 возникает вакуум. Под воздействием вакуума порошкообразный материал из бункера 3 по рукаву 4 поступает в камеру смесителя 6, где смешивается с жидкостью, и по сливной трубе 7 направляется в емкость 8 (порошок можно подавать также через воронку 5). Для равномерного распределения компонентов промывочной жидкости по всему объему в емкости 8 (как и во всех отстойниках циркуляционной системы) установлены механические лопастные перемешиватели, приводимые в действие электродвигателями.
Приготовленная таким способом промывочная жидкость нестабильна и содержит значительное количество нераспустившихся комочков твердой фазы. Поэтому ее в течение нескольких циклов прокачивают по замкнутой системе емкость -- буровой насос -- диспергатор -- емкость. При необходимости в промывочную жидкость добавляют дисперсионную среду для снижения условной вязкости.
Если требуется приготовить утяжеленную промывочную жидкость, используют тот же блок оборудования, но в бункер загружают порошкообразный утяжелитель, а в смеситель насосом подают промывочную жидкость, подлежащую утяжелению
Рис. 7.7. Схема блока приготовления промывочной жидкости:
I -- порошок из автоцементовоза; II -- избыточный воздух; III -- воздух для аэрирования; IV -- вода от насоса
Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, сначала реагенты растворяют в воде. Для этого емкость заполняют расчетным объемом воды, добавляют реагенты и тщательно перемешивают с помощью механических перемешивателей или прокачивают по замкнутой системе емкость--насос--емкость. Затем обработанную жидкость подают в смеситель одновременно с подачей порошкообразного материала из бункера.
Приготовление битумных промывочных жидкостей связано с некоторыми трудностями. При обычной температуре высокоокисленный битум плохо растворяется в дизельном топливе, поэтому последнее приходится подогревать примерно до 80 °С. Обычно предварительно готовят концентрат битума в сравнительно небольшом объеме нагретого дизельного топлива, а затем уже на базе концентрата приготовляют битумную промывочную жидкость. При взаимодействии СаО, входящего в состав этой жидкости, с водой выделяется некоторое количество тепла, способствующее лучшему распусканию битума.
ОЧИСТКА ОТ ВЫБУРЕННЫХ ЧАСТИЦ И ДЕГАЗАЦИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
Выходящая из скважины промывочная жидкость направляется по трубе (или желобу), установленной с небольшим уклоном от устья, в очистную систему. Если существует опасность интенсивных газопроявлений при бурении, в очистную систему включают газовый сепаратор 3 (рис. 7.11), дегазатор 13, вибрационные сита 2, гидроциклонные установки 10 и 12, емкости-отстойники 7, сообщающиеся друг с другом через трубы с задвижками, приемную емкость 5 буровых насосов, а иногда также центробежные сепараторы-центрифуги 8. В отстойниках установлены механические или гидравлические перемешиватели для тщательного перемешивания жидкости. При бурении в менее сложных условиях используют более простую очистную систему.
Газовый сепаратор и дегазатор предназначены для удаления из промывочной жидкости газа, а остальные устройства -- для очистки ее от частиц разбуренных пород; кроме того, гидроциклоны и центрифуги можно использовать для удаления избыточной твердой фазы и регенерации утяжелителя.
Если в промывочной жидкости содержится большое количество газа, выходящий из скважины поток направляют через боковой выкид превентора и регулируемый штуцер в газовый сепаратор, где выделяется основной объем газа. Из газового сепаратора промывочную жидкость направляют в дегазатор для возможно более полного удаления газа, а затем на вибрационные сита. Если содержание газа в промывочной жидкости невелико и он нетоксичен, поток из скважины направляют сначала на вибросита для очистки от выбуренных частиц и частичной дегазации, а затем в дегазатор для удаления газа.
Газовый сепаратор (рис. 7.12) представляет собой герметичный сосуд 3 сравнительно большого объема (до 4 м3) с тангенциальным вводным патрубком 7, выводом для свободного газа 5, сливным патрубком 2, регулятором уровня промывочной жидкости 1 с поплавком 8 и предохранительным клапаном 6. Давление в газовой части сепаратора контролируют с помощью манометра 4. Когда газированная промывочная жидкость по патрубку 7 попадает в сепаратор, скорость течения ее резко уменьшается. Под влиянием сил инерции и гравитации происходит интенсивное выделение газа из жидкости. Выделившийся газ собирают в верхней части сепаратора и через верхний вывод 5 направляют для сжигания в факеле. В основном дегазированную жидкость собирают в нижней части сепаратора и через патрубок 2 выводят в дегазатор или на вибросито. Регулятор 1 закрывает слив 2 в случае, если уровень жидкости сильно снижается и возникает опасность прорыва газа. Твердые частицы, осевшие на дно сепаратора, удаляют через сбросовый патрубок с задвижкой 10 вместе с частью промывочной жидкости с помощью эжектора 11.
Рис. 7.11. Общая схема наземной системы дегазации и очистки промывочной жидкости:
1--шламовый амбар; 3--вибросито; 3-- газовый сепаратор; 4 - буровой насос; 5 -- приемные емкости; 6 -- мешалки; 7 -- отстойники; S -- центрифуга; 9 -- сброс шлама в амбар; 10--илоотделнтель; 11-- шламовые насосы; 12--пескоотделитель;13 -- дегазатор
Рис. 7.12. Схема газового сепаратора:
1-- регулятор уровня; 2 -- сливная труба; 3--корпус; 4--манометр; 5--выводная газовая труба; 6 - предохранительный клапан;1--тангенциальный патрубок для подвода сильно газированной жидкости; 8 -- поплавок; 9-- твердые частицы породы; 10 -- задвижка; 11--эжектор.
В момент установки плунжера в нулевое положение игольчатый вентиль закрывают; затем поворотом винта 1 открывают клапан 2 и одновременно включают секундомер. По шкале прибора фиксируют объем фильтрата, выделившегося в чашечку 11 за разные промежутки времени от начала измерения: через 1, 2, 5, 10 и 30 мин. По результатам измерения строят кривую в координатах «объем фильтрата в см3 -- квадратный корень из времени от начала измерения». Прямолинейный участок этой кривой экстраполируют до пересечения с осью «объем фильтрата». 12 -- отстойник или вибросито
Для полного освобождения жидкости от газа используют дегазаторы вакуумные, центробежно-вакуумные и др. На рис. 7.13 показана принципиальная схема двухкамерного вакуумного дегазатора, получившего наибольшее распространение в нашей стране. Такой дегазатор состоит из двух одинаковых вертикальных дегазационных камер А и Б. Каждая камера снабжена сборником дегазированной жидкости 3, приемным клапаном 2, сливным клапаном 1 и поплавковым регулятором уровня жидкости 4. Поплавковые регуляторы обеих камер связаны со сдвоенным клапаном-разрядником 5. Дегазационные камеры включаются в работу попеременно.
В момент пуска дегазатора поплавковый регулятор уровня находится в нижнем положении и клапан-разрядник соединяет одну дегазационную камеру (например, А) с вакуум-насосом, который создает разрежение в полости этой камеры. Как только разрежение достигнет заданной величины,
открывается приемный клапан 2 и газированная жидкость из газового сепаратора (или отстойника) начинает засасываться в камеру А. В верхней части камеры она растекается по специально смонтированным тарелкам и освобождается от газа. Газ из камеры откачивают вакуум-насосом, а дегазированную жидкость собирают в сборнике 3. Когда уровень жидкости поднимется до максимально допустимой высоты, поплавковый регулятор 4 воздействует на клапан-разрядник 5; последний переключит вакуум-насос на дегазационную камеру Б, а камеру А соединит с атмосферой.
Рис. 7.13. Принципиальная схема двухкамерного вакуумного дегазатора;
1,2--сливные и приемные клапаны; 3 -- сборники дегазированной жидкости; 4--поплавковые регуляторы уровня; 5 -- клапан-разрядник; S -- ресивер; 7 -- регулятор вакуума
В результате давление в камере А сравняется с атмосферным, откроется сливной клапан 1 и дегазированная жидкость будет сливаться из сборника 3 камеры А в емкость, откуда ее направят для очистки от шлама на вибросита или в гидроциклоны. В это же время в дегазационной камере Б будет происходить процесс засасывания газированной жидкости и освобождения ее от газа.
Полнота удаления газа из газированной промывочной жидкости зависит от ее реологических свойств, степени газирования, состава газа, величины вакуума, продолжительности вакуумирования порции жидкости в дегазационной камере и других факторов. Поскольку через дегазатор необходимо пропускать всю газированную жидкость, выходящую из скважины, производительность его должна быть больше подачи буровых насосов. При большой степени газирования в состав очистной системы порой целесообразно вводить несколько дегазаторов, которые должны работать параллельно.
Контролируют полноту дегазации по пробам жидкости, которая вытекает через сливной клапан. Полноту дегазации можно увеличить добавлением к промывочной жидкости реагента-пеногасителя.
Основной механизм в очистной системе для удаления из промывочной жидкости крупных фракций частиц разбуренных пород--вибрационное сито. Простейшее вибрационное сито представляет собой металлическую раму 7 (рис. 7.14), установленную с помощью амортизаторов 5 на прочном основании 6 под некоторым углом к горизонту. На раме смонтировано решето с обрезиненной поверхностью, поверх которого натянута сетка 8 из нержавеющей стальной проволоки, часто со специальным противоабразивным покрытием. В поперечном направлении сетка растянута и боковые поверхности ее закреплены на обрезиненных кромках решета. Раму 7 приводят в движение с частотой от 1000 до 2000 колебаний в 1 мин при помощи эксцентрикового вала 1 и электродвигателя 2. Промывочную жидкость подают на вибрирующую сетку через распределитель потока 3.
Вибрации способствуют разрушению тиксотропной структуры и уменьшению условной вязкости промывочной жидкости, облегчают процеживание ее через сетку и обеспечивают перемещение сравнительно крупных частиц разбуренных пород вдоль сетки. Освобожденная от таких частиц промывочная жидкость поступает в поддон 4, установленный под сеткой, и из него в отстойник.
В последние годы стали широко использовать вибросита более сложных конструкций, в которых имеются две-три сетки, расположенные друг за другом, а также двухъярусные сита с двумя сетками, расположенными одна под другой. Сетки часто совершают сложное движение не только в вертикальной, но и в горизонтальной плоскостях; некоторые из сеток устанавливают без наклона.
Эффективность очистки на вибросите зависит от размера отверстий в сетке и возрастает по мере увеличения продолжительности пребывания на ней частиц разбуренных пород. Увеличение числа сеток, уменьшение их наклона, амплитуды колебаний, использование последовательного или параллельного их расположения способствует повышению эффективности очистки. В двухъярусных виброситах этому же способствует применение в нижнем ярусе сетки с меньшими отверстиями, нежели в верхнем.
Сетки изготовляют с отверстиями квадратной или прямоугольной формы, а в тех случаях, когда на проволоку наносят специальное покрытие,-- круглой. В зарубежной практике используют сетки с отверстиями размером от 0,074 до 0,518 мм, степень очистки промывочной жидкости при их использовании достигает 40--50%. Из отечественных наиболее совершенны вибросита ВС-1 с двумя сетками, одна из которых расположена горизонтально, а вторая наклонена под углом 5° к горизонту. В них используют сетки с квадратными отверстиями размером от 0,16 до 0,9 мм. Наиболее совершенные вибросита позволяют удалять частицы крупнее 80--150 мкм.
Размер отверстий в сетке для установки на вибросите выбирают с учетом фракционного состава частиц разрушенных пород, скорости проходки, плотности и условной вязкости промывочной жидкости. Пропускная способность вибросита должна быть больше подачи буровых насосов. На буровой следует устанавливать не менее двух вибросит. Если в процессе бурения сетка часто забивается выбуренными частицами, целесообразно ее заменить сеткой с отверстиями меньшего размера. Если скорость проходки велика, следует включать в работу одновременно два вибросита, а не устанавливать сетку с крупными отверстиями для увеличения пропускной способности.
Гидроциклон (рис. 7.15) состоит из вертикального цилиндра / с тангенциальным вводным патрубком 5, конуса 3, сливной трубы 2 и регулировочного устройства с насадкой 4. Промывочную жидкость из отстойника специальным центробежным насосом под избыточным давлением 0,2--0,3 МПа подают через патрубок 5 в цилиндр 1. Так как патрубок 5 приварен к цилиндру 1 тангенциально, промывочная жидкость приобретает в цилиндре вращательное движение. Под действием возникающей при этом центробежной силы жидкость расслаивается: более тяжелые частицы отбрасываются к периферии, а наиболее легкие концентрируются ближе к центру, в средних участках поперечного сечения гидроциклона.
При высокой частоте вращения жидкости в гидроциклоне вдоль оси образуется воздушный столб, давление в котором ниже атмосферного.
Осевая скорость на границе этого столба максимальна и направлена вверх, на стенках гидроциклона -- вниз. Вследствие такого распределения скоростей в гидроциклоне образуется поверхность, на которой осевая скорость равна нулю. Она отделяет периферийную часть потока с наиболее тяжелыми фракциями твердой фазы, сползающую по стенке гидроциклона вниз, от внутренней наиболее легкой части, поднимающейся вверх. Опускающуюся вниз по спиральной траектории фракцию наиболее тяжелых частиц твердой фазы вместе с небольшим количеством жидкости удаляют через насадку 4 в контейнер или в отвал. Основной же объем промывочной жидкости с легкими фракциями твердой фазы, в том числе с наиболее тонкими частицами разбуренных пород, из гидроциклона через сливную трубу 2 направляют в желоб и далее в отстойник или в приемную емкость буровых
Рис. 7.15. Гидроциклон-пескоотделитель
насосов. Диаметр насадки 4 регулируют с учетом наибольшего диаметра частиц, которые должны быть удалены из промывочной жидкости.
Наиболее изнашивающиеся детали -- внутренние поверхности вводного патрубка, цилиндра и конуса, а также насадку--делают сменными из резины.
Эффективность работы гидроциклона понижается при уменьшении избыточного давления во вводном патрубке, диаметра насадки, увеличении условной вязкости и плотности промывочной жидкости, концентрации частиц твердой фазы, уменьшении плотности и размера этих частиц. Обычно для удаления частиц крупнее 40 мкм используют батарею гидроциклонов диаметром 150 мм или несколько больше, в которой работают параллельно несколько таких аппаратов. Условно батарею гидроциклонов диаметром не менее 150 мм называют пескоотделителем. Для удаления твердых частиц размером от 25 до 40 мкм используются гидроциклоны диаметром менее 100 мм; батарею таких гидроциклонов называют илоотделителем.
В циркуляционной системе в илоотделитель насосом подают только жидкость, прошедшую очистку в пескоотделителе. После илоотделителя жидкость направляют в приемные емкости буровых насосов.
При помощи вибросит, песко- и илоотделителей наиболее совершенных конструкций можно удалить из промывочной жидкости до 80--90 % частиц разбуренных пород, а иногда и более.
Производительность гидроциклона зависит от его диаметра и избыточного давления на входе. Для нормальной работы очистной системы производительность пескоотделителя должна примерно на 25%, а илоотделителя -- на 50% превышать наибольшую подачу буровых насосов при бурении скважины.
Для очистки промывочной жидкости, не содержащей утяжелителя, используют вибросита, песко- и илоотделители. Для удаления частиц разбуренной породы из утяжеленных промывочных жидкостей, как правило, применяют только вибросита, поскольку в гидроциклонах вместе с частицами пород удаляются также частицы утяжелителя размером крупнее 15 мкм.
Так как вибросито обеспечивает удаление менее 50 % частиц разбуренных пород, в утяжеленной промывочной жидкости постепенно возрастает содержание наиболее тонкодисперсных фракций частиц, что ведет к росту вязкости, плотности, гидравлических сопротивлений и ухудшению работы очистной системы. В последние годы для удаления избытка наиболее тонкодисперсных фракций твердой фазы утяжеленных промывочных жидкостей стали применять специальные гидроциклонные сепараторы. Сепаратор представляет собой илоотделитель, установленный над вибрирующей сеткой с отверстиями малого размера. Часть утяжеленной промывочной жидкости, прошедшей через вибросито, центробежным насосом подают в гидроциклоны илоотделителя, где она разделяется на облегченную и тяжелую фракции. Облегченную фракцию через верхний слив гидроциклонов возвращают в циркуляционную систему, а тяжелая через насадки попадает на вибрирующую сетку. На сетке частицы разбуренных пород, более крупные, чем частицы утяжелителя, задерживаются и под влиянием вибраций сбрасываются в амбар для шлама; ту же часть тяжелой фракции, которая прошла через сетку и содержит утяжелитель, возвращают в циркуляционную систему. Такое решение позволяет существенно уменьшить расход утяжелителя
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011Консервация скважин, законченных строительством. Временная консервация скважин, находящихся в стадии строительства. Порядок оборудования стволов и устьев консервируемых скважин. Порядок проведения работ при расконсервации скважин.
реферат [11,0 K], добавлен 11.10.2005Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств.
курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011- Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение
Тенденция развития привода буровых установок. Описание существующей системы привода. Выбор системы привода ротора, буровых насосов и буровой лебёдки. Выбор дизель-генераторов для дизельной электростанции. Методика определения марки и сечения кабелей.
дипломная работа [960,6 K], добавлен 22.03.2014 Назначение устьевого оборудования скважин и колонных головок. Способы монтажа и транспортировки буровых установок. Схемы работы комплексов механизмов для механизации АСП-3. Модуль компрессоров в системе пневмоуправления буровой установки БУ-2900/175.
контрольная работа [467,8 K], добавлен 17.01.2011Категории скважин, подлежащих ликвидации. Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации. Требования к ликвидации и консервации скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, оформление документов.
реферат [27,1 K], добавлен 19.01.2013Краткая история развития бурения. Области его применения. Основные операции технологического процесса. Категории бурения скважин в зависимости от их глубин. Способы воздействия на горные породы и характер их разрушения на забое. Типы буровых долот.
реферат [121,9 K], добавлен 03.10.2014Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.
шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011
