Меню

Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы являются важными про­цессами при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов.Этот процесс может осуще­ствляться в механических мешалках (глиномешалках) и гидрав­лических смесителях. В отечественной практике для приготовле­ния буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы и используется следующее оборудование: блок приго­товления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости цементного смесителя (ЦС), механические и гидравлические перемешиватели, порш-

насос (рис. 5.12). Блок приготовления раствора представля-ет собой единый транспортабельный блок, на раме которого смон­тированы две цилиндрические телескопические емкости, состо­ящие из общего нижнего основания, на котором установлены не­подвижные части емкости, и верхней подвижной части. Обе части емкости соединены между собой уплотнением из резинотканевой материи.

Подвижная часть емкости оборудована воздушно-матерчатым фильтром 13, фиксирующим устройством, смотровым люком, ог­раждением, загрузочным трубопроводом. Неподвижные части ем­кости оборудованы пневматическими разгрузочными устройства­ми 16, каждое из которых состоит из аэрирующего шиберного ус­тройства /5, в котором порошкообразный материал при помощи сжатого воздуха компрессора дополнительно аэрируется и транс­портируется в гидросмеситель 18, а затем в другую емкость или автоцементовоз. Пневматическое разгрузочное устройство в соче­тании с гидросмесителем 18 используется для приготовления или утяжеления промывочного раствора.

Приготовление и утяжеление промывочного раствора осуще­ствляется следующим образом: к гидросмесителю 18 от бурового

Вид А (повернуто)

Рис. 5.12. Технологическая схема приготов­ления бурового раствора из порошкообраз­ных материалов:

насоса, в случае приготовления глинистого раствора, подается вода, а при утяжелении — глинистый раствор. В камере гидросмесителя образуется разрежение, достаточное для засасывания порошка из емкости. Количество подаваемого порошка регулируется поворот­ным шибером 15 или изменением разрежения в гидросмесителе.

Блок приготовления раствора может быть использован также для приготовления цементных растворов и при цементировании скважин. При этом емкости загружаются цементом.

При морском бурении индивидуальное приготовление глинис­того раствора целесообразно только для отдельных разведочных скважин, находящихся далеко в море. В этом случае порошкооб­разный материал подвозят на морских судах. Буровые установки, расположенные вблизи от берега или эстакады, наиболее выгодно снабжать глинистым раствором с глинозавода. Для этого с глино-завода прокладывают глинопровод, который в дальнейшем исполь­зуют как нефтепровод.

В ряде случаев приготовление бурового раствора осуществляется при помощи механической мешалки — глиномешалки (табл. 5.1).

Глинистый раствор в ней приготовляется периодически или не­прерывно. При периодическом способе приготовления глинистого раствора в глиномешалку заливается вода, затем она запускается, после чего загружается глина. Через 45. 55 мин проверяют вяз­кость раствора. Как только вязкость раствора становится равной заданной величине, глиномешалку останавливают, открывают нижний люк и готовый раствор сливают в приемный резервуар (емкость). Затем цикл повторяется. При непрерывном способе при­готовления с торцовой стороны глиномешалки на уровне раствора приваривают сливной патрубок. В глиномешалку непрерывно через люк загружают глину, снизу поступает вода. Через верхний слив­ной патрубок готовый глинистый раствор непрерывно поступает в желобную систему и через нее в приемный резервуар (емкость). Поступление воды и глины регулируют так, чтобы из сливного пат­рубка выходил глинистый раствор заданной вязкости. Непрерыв-

Источник

Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

К важнейшим операциям технологического процесса бурения скважин в нефте- и газодобывающих отраслях относятся: приготовление, утяжеление и обработка (очистка) применяемых буровых растворов. От качественного состояния буровых растворов в определяющей степени зависит эффективность процесса проводки разрабатываемых скважин.

Оборудование для приготовления бурового раствора

В настоящее время для приготовления бурового раствора наиболее широкое применение получили порошкообразные материалы, представляющие собой механические смеси соответствующих реагентов требуемого класса дисперсности.

В приготовлении буровых растворов, как правило, задействуются следующие разновидности технологического оборудования:

  • специальные блоки и комплексы по приготовлению растворов;
  • выносные гидроэжекторные смесители;
  • гидравлические диспергаторы;
  • емкости циркуляционной системы;
  • механические мешалки или специальные перемешиватели буровых растворов, например, гидравлические смесители;
  • поршневые насосы и пр.

Особое место в вышеприведенном перечне занимают перемешиватели буровых растворов.

Самый простой тип перемешивателя – это механическая глиномешалка, в которой достаточно эффективно и качественно можно приготовить буровую суспензию на основе сырой глины или же специально приготовленных глинопорошков или глинобрикетов.

Более сложным, но и более эффективным оборудованием по сравнению с глиномешалками являются фрезерно-струйные мельницы, с помощью которых также готовятся буровые растворы и производится их утяжеление.

Оборудование для очистки бурового раствора

Буровой раствор, прошедший цикл промывки скважины, выводится на поверхность. Чтобы отработанная промывочная жидкость могла быть снова использована в процессе бурения скважины, ее необходимо подвергнуть очистке от частиц выбуренной породы, т.е. шлама.

Содержащаяся в растворе выбуренная порода существенно снижает комплекс физико-механических и технологических свойств промывочной жидкости. Помимо этого, частицы шлама, представляющие собой мелкие абразивные включения, существенно снижают эффективность работы бурильного инструмента, а также гидроприводных забойных двигателей, буровых насосов и прочего оборудования. По этой причине качественная реализация процесса очистки бурового раствора имеет решающее значение для эффективности всего комплекса буровых работ.

На этапе очистки бурового раствора от шлама задействуется целый ряд механизмов и машин, в частности: вибрационные сита; гидроциклонные шламоотделители; сепараторы; центрифуги и пр.

Обязательным условием качественной очистки бурового раствора является установка перечисленного выше оборудования в строгой последовательности в пределах общей циркуляционной системы. Таким образом, буровой раствор должен последовательно проходить следующую технологическую цепочку:

  • скважина;
  • газовый сепаратор (аппарат, предназначенный для фазового разделения бурового раствора, поступающего в виде газожидкостной смеси);
  • блок грубой очистки от шлама (реализуется на виброситах, которые представляют собой механические устройства, обеспечивающие характерные частотные колебания);
  • дегазатор (практически то же, что и газовый сепаратор);
  • блок тонкой очистки от шлама (песко– и илоотделители, сепаратор);
  • блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный отделитель глинистой составляющей);
  • буровые (шламовые) насосы;
  • скважина.

Вибросита – принцип работы и классификация

Принцип работы типового вибросита заключается в следующем: буровой раствор, выводимый из устья скважины, самотеком поступает в специальный распределитель, а из него – на виброраму с ситовой панелью. Шламовые частицы, размер которых больше размера ячеек ситовой панели, перемещаются к краю виброрамы за счет колебательного движения сетки, совершаемого одновременно с виброрамой, и далее сбрасываются в специальный приемный амбар. При этом буровой раствор проходя через ситовую панель очищается от частиц шлама соответствующих размеров и поступает на дальнейшие уже более тонкие этапы очистки.

В основу классификации вибросит заложен тип вибрации, определяющий характер траектории, описываемой каждой точкой вибросита в процессе его колебательного движения. Исходя из этого выделяют следующие модификации вибросит:

  • круговые – это одни из первых модификаций вибросит, имеющие минимально развиваемую гравитационную силу;
  • эллиптические (модификация сит кругового типа) – конструктивно центр вибрации вынесен над рамой, а для создания эллиптического движения используется система противовесов, смонтированных на специальном вибраторе;
  • линейные – используется по два вибратора на одном сите, которые вращаются в противоположном направлении и создают при этом силу, направленную вверх или вниз в момент, когда противовесы находятся в вертикальном или горизонтальном положениях.
Читайте также:  Стойка или ферма для крепления щита

В современной практике механическим средствам грубой очистки уделяют большое внимание. Ряд всемирно известных производителей (Derrick, Brandt, SWACO, Scomi, Kemtron, FSI и др.) выпускают вибросита самых разнообразных конструкций: одинарные, сдвоенные и строенные, одно-, двух- и трехъярусные, комбинированные, двухступенчатые и пр. Каждый тип вибросита имеет индивидуальный спектр преимуществ и конкретную область применения.

Источник



Оборудование для приготовления и очистки промывочной жидкости

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И МЕХАНИЗМЫ В ГЕОЛОГИЧЕСКОМ БУРЕНИИ

Механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости

Промывочную жидкость приготовляют двумя способами: механическим и гидравлическим. При механическом способе применяют глиномешалки, а при гидравлическом — специальные гидравлические мешалки или гидромониторы.

Механические глиномешалки делятся на вертикальные и горизонтальные, а последние — на одновальные и двухвальные. На рис. III. 13 показана горизонтальная одновальная глиномешалка, представляющая собой горизонтально расположенный цилиндр 1, вдоль оси которого проходит вал 4 с лопастями 5. Вал приводится во вращение от шкивов 2 через редуктор 3. При вращении лопастей перемешивается глина с водой. В верхней части барабан имеет люк 6 для загрузки глины и заливки воды, а в нижней части — сливной патрубок 7.

Хорошо зарекомендовала себя вертикальная глиномешалка ОГХ-7А (рис. III.14). Она состоит из вертикального барабана 1 и расположенного вдоль его оси вала 4 с лопастями 5. Вращение валу сообщается от шкивов 2 через редуктор 3. Сверху барабана имеется загрузочное отверстие 6, а в нижней части — сливной патрубок 7.

Специальные глинозаводы строят для централизованного снабжения скважин промывочной жидкостью. При заводе имеется лаборатория по контролю за качеством промывочной жидкости. На буровые промывочная жидкость доставляется по специальным трубопроводам или автоцистернами.

Желобная система и гидроциклоны предназначены для очистки промывочной жидкости от шлама. Схема установки желобов и отстойников показана на рис. III. 15. Желоба обычно изготовляют шириной 30 см и высотой 25 см. По дну желоба через 1,5—2 м друг от друга устанавливают перегородки высотой

15—18 см. Общая длина желобов при промывке скважин не менее 15 см. При бурении скважин глубиной свыше 600 м длина желобов достигает 25—30 м. Желоб устанавливают с уклоном 1 —1,5 см на 1 м его длины. В желобную систему входят также отстойники. Желоба и отстойники следует систематически очищать от шлама.

Наилучшие результаты по очистке от шлама достигаются при применении гидроциклонного шламоотделителя, называемого гидроциклоном. Схема работы его показана на рис. III.16. Корпус гидроциклона 1 представляет собой металлическую воронку, к верхней цилиндрической части которой по касательной подведена труба 3. Жидкость, закачиваемая из отстойника насосом, подается под давлением через насадку в верхнюю часть диффузора но касательной к стенке. Струя жидкости, соприкасаясь со стенкой, приобретает вращательное движение. Под действием центробежных сил частицы шлама прижимаются к стенке диффузора и сползают вниз, вытекая вместе с небольшим количеством жидкости через сливную трубу 2. Очищенная жидкость поступает через патрубок 4 по сливному шлангу в приемный чан.

На рис. II 1.17 показан общий вид установки для очистки промывочной жидкости. Она состоит из гидроциклона 10, насоса 2 и электродвигателя 11, смонтированных на общей раме.

Рис. 111.13. Горизонтальная глиномешалка

Рис. I II. 14. Вертикальная глиномешалка ОГХ-7А

Рис. II 1.15. Система желобов и отстойников для очистки промывочной жидкости:
I — буровой станок; 2 — насос; 3 — электродвигатели; 4 — желоба; 5 — перегородки в отстойниках; 6 — вставные перегородки в желобах; 7 — перегородки в баках

Рис. III. 16. Схема гидроциклонного шламоотделителя

Рис. III. 17. Установка ОГХ-8Б:
1 — рама; 2 — винтовой насос; 3 — всасывающая линия; 4 — нагнетательная линия; 5 — вентиль; 6 — насадка для выпуска шлама; 7 — ввод в гидроциклон; 8 — выкидной патрубок; 9 — верхняя насадка; 10 — воронка гидроциклона; 11 — электродвигатель; 12 — зумпф для шлама; 13 — — лоток; 14 — приемный отстойник бурового насоса; 15 — приемный отстойник для раствора, поступающего из скважины

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН, ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Буровые насосы. При описании процесса вращательного бурения был рассмотрен путь движения промывочной жидкости, прокачиваемой буровыми насосами. Схема действия буровых насосов показана на рис. 51. Вал 14, получая вращение от двигателя, приводит в движение кривошип 13, который через шатун 12 перемещает возвратно-поступательно крейцкопф И и через шток 10 поршень 5, заключенный в цилиндр 9.

В нижней части цилиндра расположены всасывающие клапаны 4, а в верхней части нагнетательные клапаны 6. Всасывающие клапаны соединены при помощи всасывающего трубопровода 3, снабженного фильтром 2, с приемной емкостью /, заполненной промывочной жидкостью. Нагнетательные клапаны соединены с компенсатором 8 и с нагнетательной линией 7, направляющей промывочную жидкость в стояк.

При движении поршня вправо в левой части цилиндра создается разрежение и под давлением атмосферы жидкость из приемной емкости 1 поднимается по всасывающему трубопроводу 3, открывает всасывающий клапан 4 и поступает в цилиндр насоса. В то же время из правой полости цилиндра жидкость вытесняется через нагнетательный клапан 6 в компенсатор 8 и нагнетательную линию 7. Клапаны и при этом закрыты.

При обратном движении поршня жидкость всасывается в правую полость цилиндра через всасывающий клапан 4а, а вытесняется из левой полости цилиндра через нагнетательный клапан 6а.

Следовательно, при передвижении поршня в какую-либо сторону одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр и вытеснение ее из цилиндра. Такие насосы называют насосами двойного действия.

Буровые насосы имеют не один, а два (или три) цилиндра, расположенных горизонтально. Поэтому буровые насосы являются горизонтальными, поршневыми, двух- и трехцилиндро-выми, двойного действия.

Приготовление промывочной жидкости. Если в скважине имеются толщи коллоидных глин, промывочная жидкость образуется в ней самопроизвольно во время бурения. В этом случае закачиваемая в скважину вода диспергирует глину, выбуриваемую долотом, и образует глинистый раствор. Свойства раствора, полученного в скважине, регулируются изменением количества воды в растворе и добавлением химических реагентов. Этот метод приготовления промывочной жидкости — самый дешевый и легкий.

Если в разрезе скважины нет глин должного качества, глинистый раствор приготовляют в механических или гидравлических мешалках на буровой или на глинозаводе, расположенном в районе буровых работ. В последнем случае глинистый раствор доставляется на буровую по глинопроводам.

Как на буровой, так и на глинозаводе для приготовления глинистого раствора применяют натуральную глину, добытую на ближайших к разбуриваемой площади глинокарьерах, или глинопорошки, доставляемые со специальных заводов.

Рис. 51. Схема действия бурового насоса

В мешалках глинистый раствор получается путем интенсивного перемешивания глины с водой. При необходимости в составляемые растворы добавляются по заранее разработанной рецептуре те или иные химические реагенты.

Читайте также:  ТОП 10 стран по поставкам в медицинского оборудования

Очистка промывочной жидкости. Для очистки промывочной жидкости от выбуренной породы от устья скважины к емкостям буровых насосов, из которых они всасывают промывочную жидкость, прокладывается желобная система длиной 50—70 м с уклоном 0,01—0,015° от устья скважины. Ширина желобов обычно равна 0,8 м, высота 0,4 м. Для лучшего отделения частиц выбуренной породы из промывочной жидкости в желобах через каждые 6—8 м устанавливают перегородки высотой около 30 см. По мере накопления выбуренной породы желоба очищают.

Практика показала, что очистка промывочной жидкости от выбуренной породы только в желобной системе не дает нужного эффекта. Значительно лучше очищается раствор, если помимо желобной системы на пути движения жидкости устанавливаются механизмы (сито-гидроциклонные установки), принудительно отделяющие из нее выбуренную породу.

Сито-гидроциклонная установка устроена так, что поступающая в нее промывочная жидкость сначала очищается от крупных частиц выбуренной породы на двух вибрационных ситах, а окончательная очистка жидкости — в четырех гидроциклонах. Корпус каждого гидроциклона имеет форму воронкообразного сосуда 2 (рис. 52). Жидкость в гидроциклон подается через патрубок / специальным насосом, имеющимся в установке.

В связи с расположением патрубка по направлению касательной к корпусу гидроциклона жидкость после выхода из патрубка движется вихреобразно, что создает в потоке центробежные силы. Под влиянием этих сил выбуренные частицы отделяются из движущегося потока жидкости и отбрасываются в направлении к стенке гидроциклона. Сползая со стенки гидроциклона, частицы удаляются через регулируемое заслонкой отверстие 3. Очищенная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок 4 сливается в желобную систему, а затем в приемную емкость насосов.

§ 5. ПРОДУВКА СКВАЖИН ВОЗДУХОМ (ГАЗОМ)

Сущность продувки скважин воздухом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, охлаждения долота вместо промывочной жидкости в скважину нагнетают газообразные агенты: сжатый воздух, естественный газ и выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Вынос выбуренной породы при продувке скважин воздухом осуществляется следующим образом. От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу подается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной породы с забоя и по затрубному пространству поднимается’ к устью скважины. Затем смесь воздуха или газа с выбуренной породой направляется в выкидную линию, на конце которой располагается шламоуловитель. Устье скважины герметизируют специальным устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли.

Рис. 52. Схема действия гидроциклона

Применение продувки скважины воздухом или газом по сравнению с промывкой жидкостью имеет ряд преимуществ.

1. Увеличиваются механическая скорость проходки и проходка на долото за счет лучшей очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления столба жидкости и улучшения условий охлаждения долота.

2. Улучшаются, условия бурения скважины в трещиноватых и кавернозных породах, в которые при промывке скважины поглощается промывочная жидкость, вызывая частичные или полные потери циркуляции.

3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.

4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного горизонта (особенно с низким пластовым давлением), так как в данном случае нет отрицательного воздействия промывочной жидкости на поры пласта.

5. Создаются условия для более правильной оценки геологами поднимаемого керна и выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной жидкостью.

Однако продувку скважин можно применять не в любых геологических условиях, что ограничивает применение этого метода очистки забоя скважины.

Наибольшие затруднения возникают при продувке скважин в процессе бурения в водоносных горизонтах со значительными водопритоками, когда в связи с увеличением гидростатического давления столба жидкости ухудшаются условия работы компрессоров. Большими трудностями сопровождается также раз-буривание вязких пород (типа глин), способных налипать на стенку скважины и образовывать сальники на бурильной колонне. При разбуривании таких пород с продувкой забоя воздухом возможны прихваты бурильной колонны.

При наличии водопритоков и при прохождении обваливающихся и сыпучих пород применяют промывку забоя аэрированными глинистыми растворами (в поток воздуха добавляют воду). Такой способ очистки скважин позволяет довольно легко устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания интенсивного притока воды в скважину и обвалов пород.

Если в проходимых породах содержатся горючие газы, во избежание взрывов и пожаров целесообразно применять продувку природным газом. Если в скважину возможно поступление метана или другого газа, помимо природного используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Следует учитывать, что выхлопные газы перед подачей в компрессоры необходимо пропускать через холодильники и влагоотделители, а перед нагнетанием в скважину в них следует добавлять ингибиторы для защиты бурильных труб от коррозии.

Источник

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы — важный процесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

В настоящее время в отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих материалов используют следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос.

При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду.

В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков.

Более эффективны, чем глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

Фрезерно-струйная мельница может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также для добавки в него глины и глино-порошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор. Техническая характеристика ФСМ приведена ниже.

Очистка промывочной жидкости от обломков выбуренной породы (шлама). Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама).

Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства. Кроме того, наличие в растворе абразивных частиц существенно снижает показатели работы долот, гидравлических забойных двигателей, буровых насосов и другого оборудования. В связи с этим очистке буровых растворов должно уделяться особое внимание.

Рис. 6.16. Схема вибросита

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита (рис. 6.16.), гидроциклонные шламоотделители (рис. 6.17.), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения бурового раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) — буровые насосы — скважина.

Читайте также:  Упаковщик силососенажной массы в рукав УСР 50

Рис. 6.17. Схема гидроциклонного илоотделителя

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Для очистки буровых растворов, как обязательная, принята трехступенчатая система.

Технология очистки не утяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонах шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите и собирается в емкости. Из емкости центробежным насосом раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости центробежным насосом раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость бурового насоса, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из бурового раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в буровом растворе жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.

Регенерация утяжелителей. Утяжелители — дорогие и дефицитные материалы, поэтому их экономное и повторное использование — весьма важная задача работников бурения.

Существуют следующие способы повторного использования утяжеленного раствора.

1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в буровую перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специальных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработанных растворов производят осаждением в желобах, в гидроциклонных установках или в специальных регенерационных установках.

7. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН

При бурении все скважины по различным причинам в той или иной мере отклоняются от первоначально заданного направления. Этот процесс называется искривлением. Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приемов — искусственным.

Вообще искривление скважин сопровождается осложнениями, к числу которых относятся более интенсивный износ бурильных труб, повышенный расход мощности, затруднения при производстве спуско-подъемных операций, обрушение стенок скважины и др. Однако в ряде случаев искривление скважин позволяет значительно снизить затраты средств и времени при разработке месторождений нефти и газа. Таким образом, если искривление скважины нежелательно, то его стремятся предупредить, а если оно необходимо, то его развивают. Этот процесс называется направленным бурением, которое может быть определено как бурение скважин с использованием закономерностей естественного искривления и с помощью технологических приемов и технических средств для вывода скважины в заданную точку. При этом искривление скважин обязательно подвергается контролю и управлению.

Рис. 7.1. Элементы пространственного расположения скважины

В процессе бурения направленной скважины необходимо знать положение каждой ее точки в пространстве. Для этого определяются координаты ее устья и параметры трассы, к которым относятся зенитный угол Q, азимут скважины a (рис. 7.1) и ее длина L.

Зенитный угол — это угол между осью скважины или касательной к ней и вертикалью. Азимут — это угол между направлением на север и горизонтальной проекцией касательной к оси скважины, измеренный по часовой стрелке. Длина скважины — это расстояние между устьем и забоем по оси.

Проекция оси скважины на вертикальную плоскость называется профилем, а на горизонтальную — планом.

Вертикальная плоскость, проходящая через ось скважины, или касательную к ней, называется апсидальной.

При выполаживании скважины происходит увеличение зенитного угла (бурение с подъемом угла), а при выкручивании — уменьшение (бурение с падением угла). При искривлении скважины влево азимут ее уменьшается, а вправо — увеличивается.

Темп отклонения скважины от ее начального направления характеризуется интенсивностью искривления i, которая может быть определена как для зенитного iQ, так и азимутального ia искривления

где Qн и aн — соответственно начальные зенитный и азимутальный углы на определенном интервале скважины, град; Qк и aк то же для конечных углов интервала, град; L — длина интервала скважины, м.

Если скважина искривляется с постоянной интенсивностью и только в апсидальной плоскости, то ее ось представляет собой дугу окружности радиусом R, величина которого может быть определена по формуле

R = 57,3/i

Рис. 7.2. Угол пространственного искривления скважины

Следует отметить, что интенсивность азимутального искривления существенно зависит от зенитного угла скважины и при малых зенитных углах может достигать весьма значительных величин, а это не дает полного представления о положении скважины. Для оценки общего искривления служит угол пространственного искривления j, показанный на рис. 7.2. В случае, если бы скважина, имеющая в точке А зенитный угол Qн и азимут aн, не искривлялась, то забой ее оказался бы в точке В, но за счет искривления фактически забой оказался в точке С, зенитный угол стал равным Qк, а азимут aк. Угол ВАС и является углом пространственного искривления. Величина его аналитически определяется по формуле

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник