Технология строительства наклонно-направленной скважины

7. Плотность чистого цементного раствора - (см. п.2.12.1).

8. Плотность облегченного цементного раствора - (см.п.2.12.1).

9. Пластовое давление в конце эксплуатации скважины - Р_пл.к.э.=3,5 МПа.

10. Пластовый флюид нефть.

11. Плотность нефти (не содержащей газа) - .

12. Продуктивный пласт залегает на глубине - Н_пр.пл.=2720 - 2750 м.

13. Герметичность эксплуатационной колонны будет определяться опрессовкой, проводимой продавочной жидкостью (технической водой),

Расчетная схема скважины приведена на рисунке 2.6.



Рисунок 2.6 - Схема скважины

1 - промывочная жидкость;

2 - буферная жидкость;

3 - продавочная жидкость;

4 - облегченный цементный раствор;

5 - чистый цементный раствор;

6 - цементный стакан.

Сделаем расчет следующих параметров:

а) наружных, избыточных давлений на момент окончания цементирования скважины;

б) наружных, избыточных давлений на момент окончания эксплуатации скважины;

в) внутренних давлений.

По данным полученным в результате этого расчета построим график (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - График наружных избыточных давлений

При помощи этого графика будем выбирать длины секций и толщину каждой секции труб проектируемой эксплуатационной колонны.

При выборе будем пользоваться данными справочника [24] об обсадных трубах с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632-80.

1. Расчет на смятие:

секция

,

где коэффициент запаса прочности на смятие (n₁=1,1);

требуемая характеристика обсадной трубы;

наружное, избыточное давление действующее в скважине.

Длина первой секции равна толщине продуктивного пласта плюс 50 м.

Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ,

где вес одного погонного метра обсадной трубы первой секции [24];

растягивающая нагрузка создаваемая весом первой секции.

секция

,

где g - ускорение свободного падения;

Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ОТТМ.

секция



Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ОТТМ.

2. Расчет на внутреннее давление:

,

где допустимое внутреннее давление;

внутреннее давление, при котором достигается предел текучести материала трубы;

коэффициент запаса прочности на внутреннее давление (n₂=1,15).

секция

секция

секция

3.Расчет на растяжение (на страгивающие нагрузки):

,

где [P] - допустимая страгивающая нагрузка;

Р - страгивающая нагрузка;

коэффициент запаса прочности на страгивающие нагрузки (n₃=1,3).

секция

секция

секция

Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ОТТМ.

секция

Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ОТТМ.

секция

Трубы группы прочности Д, с толщиной стенки ОТТМ. Результаты вычислений занесем в таблицу 2.13.

Таблица 2.13. Конструкция обсадной (эксплуатационной) колонны

№ секции		Группа прочности
1	80	Д	9,5	26,2
2	158	Д	8,5	46,8
3	2100	Д	7,7	567
4	300	Д	8,5	88,8
5	250	Д	9,5	80,4
	2888	-	-	809,2

Выбор компоновки низа и обоснование технологической оснастки обсадных колонн

Под технологической оснасткой обсадных колонн подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования. Исходя из практики проводки скважин на проектируемой площади, выбираем следующие элементы технологической оснастки:

1. Для кондуктора - башмак колонный БК-245 ОСТ 39-011-74, пружинные центраторы ЦЦ-245/295-320-1 ТУ-39-01-08-283-77 через каждые 25 м, по всей длине и турбулизаторы ЦТ-245/295 по ТУ-39-01-08-284-77 через каждые 25м, по всей длине колонны.

2. Эксплуатационную колонну оснащаем башмаком колонным БК-146 по ОСТ 39-011-74, пружинными центраторами ЦЦ-146/191-216-1 по ТУ 39-01-08-283-77 и турбулизаторы ЦТ-146/212-216 по ТУ-39-01-08-284-77 через каждые 35 м по всей длине колонны, кроме интервала установки кондуктора. Над башмаком колонны, установим на расстоянии 15 м обратный дроссельный клапан ЦКОД-146-1 по ТУ-39-01-08-281-77.

Башмаки колонные предназначены для направления обсадных колонн по стволу скважин, предания жесткости концу обсадных колонн и защиты от повреждений при их спуске в скважину.

ЦКОД предназначен для непрерывного самозаполнения обсадной колонны промывочной жидкостью. Также для предотвращения движения промывочной жидкости или цементного раствора из затрубного пространства в колонну в процессе ее цементирования и для упора разделительной цементировочной пробки. Элементы технологической оснастки обсадных колонн и их основные технические характеристики приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14. Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Элементы технологической оснастки	Количество, шт
	Наименование, шифр, типоразмер	ОСТ и ТУ на изготовление	Техническая характеристика
			Диаметр, мм	L, мм	М, кг
			Нар.	Внут.
Кондуктор	БК-245 ЦЦ-245/295-320-1 ЦТ-245/295	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-284-77	270 370 293	120 247 248	420 - 00	60 17 11	1 26 25
Эксплуатационная	БК-146 ЦКОД-146-1 ЦЦ-146/191-216-1 ЦТ-146/212-216 ЦЦ-146/222-251-1	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-284-77 ТУ 39-01-08-283-77	166 166 270 210 300	70 - 148 148 148	340 350 - 120 -	24 20 10 4 11	1 1 63 62 60

Расчет предельно допустимой скорости спуска обсадной колонны

1. Определим предельно допустимую скорость течения жидкости в заколонном пространстве

где модуль градиента давления поглощения;

плотность промывочной жидкости;

диаметр скважины;

диаметр муфты труб обсадной колонны;

обобщенный коэффициент гидравлических сопротивлений (0,0,25);

коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве за счет муфт обсадных труб и элементов оснастки.

Коэффициент местных сопротивлений:

2. Определим величину критической скорости, соответствующей смене режимов течения:

где - динамическое напряжение сдвига промывочной жидкости;

- пластическая вязкость промывочной жидкости.



3. Если , то скорость спуска обсадной колонны w_т находим из формулы:

где в_т=0,5.

Допустимая скорость спуска обсадной колонны, согласно моим расчетам равна:

Допустимая скорость спуска обсадной колонны, согласно гидравлическому расчету, составила - 4 м/с. На практике эта цифра не превышает 1,5 м/с, а последние 200 - 300 м не более - 0,5 м/с. Это связано с тем, что спуск обсадной колонны со скоростью более 1,5 м/с может привести к глубокому проникновению бурового раствора в продуктивный пласт и его кальматации. А также к образованию толстой глинистой корки на стенках скважины. Поэтому примем последние цифры за достоверные.

Цементирование обсадных колонн. Выбор тампонажных материалов

Исходные данные для выбора тампонажных материалов:

1. Температура на глубине Н=2750 м - t=86°С.

2. Давление поглощения на глубине Н=2750 м - Р_погл=44 МПа.

Исходя из условия предупреждения гидроразрыва (пород и поглощения тампонажного) раствора и забойной температуры выбираем:

1. Для цементирования интервала продуктивного пласта выбираем цемент ПТЦ-ДО-100 (портландцемент тампонажный, бездобавочный для умеренных температур) по ГОСТ 1581-85.

2. Для цементирования остальной части эксплуатационной колонны выбираем портландцемент тампонажный облегченный ПТЦ-ДО-50 обл. по ГОСТ 1581-85 (ПТЦ-ДО-50 - 86%, бентонитовый глинопорошок - 14%).

При приготовлении раствора для цементирования интервала продуктивного пласта добавим в раствор КМЦ для понижения водоотдачи цементного раствора (0,5% к массе сухого цемента) и Na₂CO₃ (1% к массе сухого цемента) для ускорения сроков схватывания цементного раствора.

В качестве продавочной жидкости используем техническую воду .

Определим высоту подъема цементного раствора.

Допустимую высоту подъема цементного раствора плотностью 1800 кг/м³ определим по формуле:

Учитывая гидравлические сопротивления в скважине и в связи с этим увеличение давления на пласт при прокачке цементного раствора, выберем высоту подъема цементного раствора равной 500 м (по стволу - 515 м).

Рассчитаем величины нижнего и верхнего пределов плотности облегченного цементного раствора и выберем плотность ОЦР.

Выберем

Таким образом, интервал от забоя на 515 м по стволу цементируем тампонажным раствором с плотностью - при относительном водосодержании 0,5.

Так как, по инструкции, в нефтяных скважинах подъем цементного раствора допускается не меньше чем 100 м выше башмака предыдущей колонны, то высота подъема облегченного цементного раствора составит 2220 м от забоя по вертикали и 2336 м по стволу.

Таким образом интервал 2250 - 530 м во вертикали (2373 - 552 м по стволу) цементируем облегченным цементным раствором при относительном водосодержании n=1,0.

В качестве буферной жидкости выберем техническую воду , высота в кольцевом пространстве в кольцевом пространстве 200 м.

Выбор технических средств цементирования скважины

Исходя из условий:

а) глубина скважины по стволу - 2888 м;

б) давление поглощения - 44 МПа;

в) температура на глубине - 86°С;

и практикой бурения на проектируемой площади, выберем самый простой и доступный одноступенчатый способ цементирования прямым методом.

Технические средства:

1. Цементировочные агрегаты - ЦА - 320М, поршневые насосы которых при диаметре втулок 115 мм:

- на 1-й скорости Q=1,7 л/с, Р=32 МПа;

- на 2-й скорости Q=3,2 л/с, Р=26 МПа;

- на 3-й скорости Q=6,0 л/с, Р=14 МПа;

- на 4-й скорости Q=10,7 л/с, Р=8 МПа.

2. Цементосмесительные машины 2СМН-20, с вместимостью бункера 14,5 м³.

3. Блок манифольдов - БМ-700.

4. Станция контроля цементирования.

Расчет цементирования

Исходные данные для расчета:

1) внутренний диаметр кондуктора - d_вн.к=225 мм;

2) высота цементного стакана внутри эксплуатационной колонны - h_ст=15 м;

3) диаметр скважины (открытого ствола) - d_с=230 мм.

Остальные необходимые данные взяты из вышеприведенных расчетов (см. п. 2.9.1. и рисунок 2.5). Определим необходимое количество материалов необходимых для приготовления и закачки цементного раствора.

1. Объем цементного раствора, необходимый для цементирования нижнего интервала определим по формуле:



где К_цр=1,06 - коэффициент резерва цементного раствора;

d_вн.э=127 мм - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

2. Объем облегченного цементного раствора:

3. Объем буферной жидкости:

4. Объем продавочной жидкости:

где К_с=1,05 - коэффициент запаса продавочной жидкости;

d_вн.э.ср=0,129 м - средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

5. Определим массу ПТЦ-ДО-100 по формуле:



где К_цр=1,05 - коэффициент резерва тампонажного материала;

n - водоцементное отношение.

6. Определим массу ПЦТ-ДО-50 обл.

Определим массу КМЦ:

Определим массу Na₂CO₃:

Из них: масса портландцемента -

масса глинопорошка -

7. Объем воды необходимый для приготовления цементного раствора:

8. Объем воды необходимый для приготовления облегченного цементного раствора:

9. Находим число смесительных машин типа 2СМН-20 необходимых для:

а) приготовления цементного раствора, при насыпной массе портландцемента

ЦСМ;

б) приготовления облегченного цементного раствора при

ЦСМ.

10. Определяем необходимое количество цементировочных агрегатов типа ЦА-320М:

ЦА.

Кроме того, один агрегат необходим для подачи воды, один для страгивания продавочной пробки и один в резерве.

Всего необходимо 11 цементировочных агрегатов.

11. Рассчитаем режим работы цементировочных агрегатов при приготовлении цементного и облегченного цементного растворов:

а) при приготовлении цементного раствора;

Водонапорный насос агрегата ЦА-320М может нагнетать в гидровакуумный смеситель машины 2СМН-20 - 13 л/с под давлением 1,5 МПа. Для приготовления цементного раствора плотностью 1800 кг/м³ объемная скорость подачи сухого цемента при m_с=1400 кг/м³ должна быть:

при этом производительность смесительной машины по раствору составит:

б) при приготовлении облегченного цементного раствора:

Расчет закачки и продавки цементного и облегченного цементного растворов произведем с помощью ЭВМ. Результаты приведем в приложении 1.

По результатам расчета построим график зависимости Р_ца=f(Q), который приводим на рисунке 2.8.

Схему обвязки цементировочной техники приводим на рисунке 2.9.



Рисунок 2.8 - График избыточных давлений на устье при закачке цементного раствора

Рисунок 2.9 - Схема обвязки цементировочной техники

1 - скважина; 2 - продавочная пробка; 3 - станция контроля цементирования; 4 - блок манифольдов БМ - 700; 5 - водяная емкость; 6,6', 7,7', 8, 8' - агрегаты ЦА-320М для приготовления и закачки облегченного цементного раствора (ОЦР); 6», 7», 8» - смесительные машины 2СМИ-20 для приготовления ОЦР; 9, 9' - ЦА-320М для приготовления и закачки цементного раствора; 9» - 2СМИ-20 для приготовления цементного раствора; 10 - ЦА для подачи воды; 11 - ЦА для страгивания продавочной пробки; 12 - резервный ЦА.

По графику режима работы цементировочных агрегатов находим общее время процесса цементирования эксплуатационной колонны:

1. Время закачки буферной жидкости (закачку производим одним агрегатом на IV-ой скорости при Q=10,7 л/с):

2. Время приготовления и закачки облегченного цементного раствора (закачку производим шестью агрегатами с суммарной подачей - 54,3 л/с):

3. Время приготовления и закачки цементного раствора (закачку производим двумя агрегатами при суммарной подаче - 21,7 л/с):

4. время закачки продавочной жидкости:

а) тремя агрегатами на IV-ой скорости при суммарном расходе - 32,1 л/с до достижения давления на устье 8 МПа (максимальное развиваемое ЦА на IV-ой скорости давление):

б) тремя агрегатами на III-й передаче при Q=18 л/с:



в) последний 1 м³ продавочной жидкости до получения момента «стоп» закачиваем одним агрегатом на I-ой скорости при Q=1,7 л/с:

Общее время закачки продавочной жидкости:

Общее время процесса цементирования составит:

где t_тп - время технологических перерывов (10 - 15 мин).

Рисунок 2.10 - Время и порядок работы цементировочной техники

Освоение скважины

Освоение скважины - это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения и получения промышленного притока пластового флюида.

Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость, или уменьшением высоты столба жидкости в скважине, либо применением пенных систем. Испытание продуктивных пластов производится с использованием передвижного подъемного агрегата А - 50.

Перед вторичным вскрытием продуктивного пласта эксплуатационная колонна должна быть заполнена не содержащей твердой фазы жидкостью, плотность которой должна обеспечить создания минимального противодавления на вскрываемый пласт. Для заполнения колонны перед вскрытием можно использовать водные растворы солей натрия, калия, хлористого кальция. Наиболее доступным и экономичным является водный раствор хлористого натрия. Предусмотрим заполнение эксплуатационной колонны от искусственного забоя на 150 м выше интервала перфорации водным раствором хлористого кальция с плотностью 1130 кг/м³ (объем 2 м³), выше - водным раствором хлористого натрия с плотностью 1110 кг/м³. Параметры растворов определяем исходя из величины пластового давления проектируемой скважины равной гидростатическому.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится перфорацией эксплуатационной колонны. В соответствии с п. 2.13 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки устья при перфорации эксплуатационной колонны приводится на рисунке 2.10. Примем оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ППМ 125-25 по ГОСТ 13862-80, разработанной ЗапСибБурНИПИ и изготавливаемой «Тюменьбурмаш» [22]. После установки на устье, превентор опрессовывают водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны (12,5 МПа). После перфорации колонны в скважину спускается колонна НКТ для вызова притока жидкости из продуктивного пласта. В соответствии с п. 2.13.8 и 2.13.9 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается. Приток флюида из пласта рекомендуется вызывать путем замены скважинной жидкости на более легкую с использованием пенных систем.

Рисунок 2.11 - Схема обвязки устья при перфорации

1 - малогабаритный превентор для производства работ под давлением с проволокой, канатом, кабелем и трубами;

2 - крестовина фонтанной арматуры;

3 - колонная головка.

Примем, вызов притока из пласта проводить заменой солевого раствора на техническую воду с последующей закачкой пенной системы в соответствии с «Инструкцией по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов» РД 39-2-1305-85.

Примем частичный цикл закачки пены, с использованием одного ЦА-320М, одного компрессора СД-9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405-80.

В качестве пеногасителя используем сульфонол по ТУ 6-01-862-73 в количестве 5% от объема пенообразующей жидкости. Пенная система закачивается в межтрубное пространство.

По окончании закачки производится самоизлив пены - до начала фонтанирования - 8 часов.

При отсутствии фонтанного притока самоизлив пены продолжается. Максимальное время самоизлива пены принимается до 12-ти часов. Схему обвязки устья скважины при освоении пенной системой приводим на рисунке 2.12.

В качестве резервного метода вызова притока из пласта предусмотрим вызов притока свабироанием.

Свабирование можно производить с использованием как отечественного (используемое в настоящее время типовое оборудование как колонная головка, фонтанная арматура, подъемник А-50, геофизическая лебедка с подвесным и натяжным роликам, а также выпускаемое в г. Тюмень предприятием АО «Сибнефтемаш» комплект оборудования для свабирования - сборка сваба с манжетой и гидравлический уплотняющий сальник), так и импортного производства (фирма «DRESSER», или канадской фирмы «MATTS MANUFACTURING»).

После окончания вызова притока с получением проектного притока нефти и поведения гидродинамических исследований (в одной из 10-ти скважин), произведем глушение скважины, подъем НКТ, и перевод ее насосный способ эксплуатации.

Для обеспечения экологической безопасности при освоении скважины необходимо:

2. Хранение солевых растворов для перфорации осуществлять в специально смонтированной для этих целей емкости (50 м³), в процессе испытания обеспечить герметичность всех коммуникаций. В случае обнаружения утечек принять меры по их устранению;

3. Освоение скважины производить в нефтесборные сети, или специальные емкости с последующим вывозом их.

Рисунок 2.12 - Схема обвязки устья скважины при освоении пенной системой

1 - цементировочный агрегат; 2 - компрессор; 3 - линия для подачи пенообразующей жидкости; 4 - воздухопровод; 5 - обратный клапан эжектора; 6 - эжектора; 7 - заглушка; 8 - пенопровод; 9, 10, 11, 12, 13,

14 - задвижки; 15 - эксплуатационная колонна; 16 - выброс пены;

17 - накопительная емкость; 18 - нефтепромысловый коллектор;

19 - манометр.

Техника для строительства скважины. Выбор буровой установки

Комплекс бурового оборудования выбираем исходя из конструкции скважины, проектной глубины, технологии бурения и крепления.

Буровую установку выбираем по ее номинальной грузоподъемности, обусловленной весом в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

,

где G₁ - вес бурильной колонны и забойного двигателя;

G_бк - вес бурильной колонны;

G_зд=47400 Н - вес забойного двигателя.

G₂=786,1кН,

где G₂ - вес обсадной колонны.

Так как, по расчету, самой тяжелой является обсадная колонна, следовательно подбирать буровую установку будем по её весу. Максимальный вес колонны должен удовлетворять условию:

,

где Р_доп - допустимая нагрузка на крюке, кН.

Наиболее подходящей для данных условий является установка БУ - 3000 ЭУК [10], предназначенная для кустового бурения скважин. Допустимая нагрузка на крюке Р_доп=1700кН, условная глубина бурения 3000 м.

Проверка допустимой нагрузки:



Условие выполняется.

Выбор кратности талевой системы проводится по формуле:

где Т - число оснащенных роликов талевого блока;

К₁ - коэффициент учитывающий возможные затяжки (К₁=1,35);

К₂ - коэффициент запаса прочности талевого каната (3…5);

Р_к - разрывное усилие талевого каната [10];

Q_кр - максимальная нагрузка на крюке.

Оснастка 5х6 (диаметр талевого каната 35мм). При оснастке 4х5 допустимая нагрузка на крюке не более 1,4 МН.

Таблица 3.1. Технические характеристики БУ - 3000 ЭУК

Допустимая нагрузка на крюке, кН	1700
Условная глубина бурения, м	3000
Оснастка талевой системы	5х6
Вид привода	электрический
Мощность привода лебедки, кВт	500
Вышка	А-образная ВМА45х200
Кронблок	УКБА-6-200
Талевый блок	УГБК-5-170
Редуктор	КПЦ-700
Электростанция	АСДА-200
Насосы	У8-6МА2
Двигатель для насосов	СНБО
Компрессоры	КСЭ-5М
Средства механизации: а) подачи инструмента б) СПО в) вспомогательный тормоз	ТЭП-450 ПКР-560, АКБ-3М2, УМК ТЭП-450

Обогрев буровой установки в зимних условиях

Продолжительность отопительного сезона в районе деятельности Мегионского УУБР составляет 237 суток в году, поэтому для работы в зимних условиях необходимо предусмотреть обогрев буровой.

Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения отопительных и технологических нужд паром низкого давления.

На буровой пар необходим для подогрева глинистого раствора в приемных емкостях и желобной системе, подогрева масла и двигателей внутреннего сгорания перед их запуском, разогрева замков и бурильных труб при спуско-подъемных операциях, отопления насосного помещения, культбудки, столовой и жилых помещений (спальных вагончиков).

В зимних условиях индивидуальный обогрев буровой установки осуществляется от двух паровых котлов ПКН-2С. Подача пара к объектам буровой осуществляется по паропроводу из труб диаметром 100 мм. Во избежании разрыва от температурных деформаций паропроводы изготавливаются с П-образными компенсаторами диаметром 100 мм. Для регулирования подачи пара на линиях паропроводов устанавливаются чугунные задвижки диаметром 100 мм.

Из котельной пар подводится к подсвечникам, пульту бурильщика, емкостям с буровым раствором, жилому городку. Остальное оборудование при необходимости разогревается сухим паром от передвижной установки.

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Очистка бурового раствора осуществляется по технологии фирмы ALFA LAVAL.

Буровой раствор из скважины по линии поступает на вибросита «Derrik Flow Line Cleaner». Очищенный на виброситах раствор попадает в емкость 30 м³, откуда роторным винтовым насосом Е60 подается на гидроциклоны (песко- и илоотделители). После очистки на гидроциклонах раствор поступает по линии в активную емкость объемом 50 м³, которая постоянно задействована в циркуляции. Для тонкой очистки буровой раствор насосом ШН2-200 подается из активной емкости центрифугу «Alfa Laval DMNX 418», откуда по линии стекает обратно в емкость. Из активной емкости очищенный буровой раствор по линии буровым насосом У8-6МА2 подается в скважину. Для осветления бурового раствора в системе очистки предусмотрен блок химического усиления центрифуг FCU, куда буровой раствор подается насосом из активной емкости. В блоке FCU раствор обрабатывается специальными реагентами (коагулянтами, флокулянтами), а затем перекачивается на центрифугу, где разделяется на твердую фазу и осветленную воду, которая поступает по линии в специальную емкость в блоке химического усиления, а от туда по линии в активную емкость. Шлам с вибросит, пульпа с гидроциклонов и кек с центрифуг по линиям поступает в шламосборник, откуда по мере накопления вывозится в специальный шламовый амбар, либо утилизируется другим способом, например, сушится в специальной печи.

При бурении все стоки (конденсат, утечки и т.д.) стекают под устьевое оборудование и, затем перекачивается в емкости для очистки с последующим использованием в системе оборотного водоснабжения, избыток закачивается в нефтесборный коллектор. Буровой раствор при промывке скважины (в процессе цементирования и освоения) откачивают в специальные емкости, откуда его с помощью установки FCU действующей буровой установки подвергают переработке и разделению на твердую (шлам) и жидкую (сточную воду) фазы с последующей их утилизацией или захоронением. Принципиальная схема системы очистки бурового раствора представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Принципиальная схема очистки бурового раствора

1 - скважина; 2 - вибросита; 3 - емкость; 4 - насос Е60; 5 - гидроциклоны;

6 - активная емкость; 7 - насос ШН2-200; 8 - центрифуга; 9 - буровой насос; 10 - блок химического усиления центрифуг; 11 - шламосборник.

Размещено на Allbest.ru