Твердые тела и жидкости
advertisement
РЕСПУБЛИКА ТАТАРСТАН МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ГАОУ СПО «АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ» МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ СТУДЕНТОВ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОЙ РАБОТЫ по дисциплине «Буровые и тампонажные растворы» для специальности 131003 Бурение нефтяных и газовых скважин 2014 1 Одобрена на заседании цикловой комиссии протокол №____от _____2014 Председатель цикловой комиссии нефтяных дисциплин ___________________Орешина Л. Н. УТВЕРЖДАЮ Зам. Директора по УВР _____ Л. С. Мавлявеева «____»___________2014 г Составили Назарова И.М. « преподаватель ГАОУ СПО Альметьевский политехнический техникум» Рецензент Крылова Л. Н. преподаватель ГАОУ СПО «Альметьевский политехнический техникум» Рецензент Луконин А.М. Главный инженер ООО «Бурение» Методические указания составлены в соответствии с Федеральными государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 131003 Бурение нефтяных и газовых скважин 2 Содержание Введение 5 1 Общие положения……………………………………………………… 7 2 Задание на проектирование……………………………………………. 8 3 Обоснование конструкции скважин …..……………………………... 9 4 14 5 Обоснование выбора бурового раствора по интервалам глубин…………………………………………………………………… … Выбор состава бурового раствора……………………………………. 6 Методы контроля состава и свойств буровых растворов…………… 33 7 Химические реагенты и материалы для буровых растворов………....................................................................................... ........... Проектирование свойств буровых растворов для различных 44 8 20 45 условий бурения……………………………………………………………... Способы приготовления и обработки буровых растворов………….. 56 10 Очистка бурового раствора……………………………………………. 75 11 Тампонажные растворы и материалы………………………………… 107 9 12 Обоснование параметров процесса цементирования………………. 114 13 Определение времени цементирования……………………………… 128 14 Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения………………………………………………………………… …….. 15 Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности………………………………………………………….… 16 Специальная часть проекта……………………………………………. 129 17 Требования к оформлению курсового проекта………………………. 129 Список рекомендуемой литературы………………………………….... 131 Приложения ……………………………………………………………. 134 129 129 3 Условные обозначения Кп– индекс давления поглощения; Ка – индекс пластового давления (коэффициент аномальности); Кг - индекс геостатического (горного) давления; Рнz – наружное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z; Рвz – внутреннее давление, действующее на обсадную колонну на глубине z; Рниz - наружное избыточное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z; Рвиz – внутреннее избыточное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z; Рнас – давление насыщения нефти газом; Ру – давление на устье скважины; Рплz – пластовое давление на глубине z; РплL – пластовое давление на глубине L; l – глубина скважины; L – глубина спуска обсадной колонны; Lп L` и Lп Lд; пж – плотность промывочной жидкости; цр – плотность цементного раствора; оцр – плотность облегченного цементного раствора; пр – плотность продавочной жидкости; гс – плотность жидкости, находящейся в порах цементного камня; гп – плотность горных пород; н – плотность пластового флюида; ог – относительная плотность газа по воздуху; ож – плотность опрессовочной жидкости. 4 Введение Буровые растворы появились как важный элемент в процессе строительства скважин еще в XIX-м веке. Для заполнения и промывки скважин использовалась вода и получающийся естественным путем глинистый раствор. В последующем раствор стали специально готовить из глины, добываемой на поверхности. В 30-е годы произошло бурное развитие буровой техники, однако в области буровых растворов прогресс был настолько незначительным, что такие параметры раствора, как удельный вес и вязкость часто были синонимами, а эффективность бурения зависела от индивидуальных способностей исполнителя. Роторный способ бурения начали применять в 1890 г., а первая книга по промывочным жидкостям вышла в свет в 1936 г. Резко изменилось отношение к буровым растворам в середине 40-х годов после того, как многими специалистами было установлено, что продуктивность вскрываемых нефтяных пластов в значительной степени зависит от качества применяемых глинистых растворов. В течение последних десятилетий в области буровых растворов произошли значительные изменения. Были созданы специализированные компании, которые выполняют весь комплекс работ по буровым растворам, начиная с производства реагентов, материалов, специального оборудования. Развитие технологии бурения неразрывно связано с совершенствованием буровых промывочных и тампонажных растворов, которые представляют собой сложные полидисперсные гетерогенные системы. Обеспечение буровых работ в сложных геологических условиях при резком увеличении объема глубокого бурения может быть достигнуто лишь путем правильного, дифференцированного выбора типа системы для каждого конкретного случая и рационального регулирования ее свойств в процессе проводки скважин. Следовательно, разработка и совершенствование научных основ управления свойствами буровых промывочных и 5 тампонажных растворов становится одной из центральных проблем технологии бурения, успешность решения которой в значительной степени определяет развитие нефтегазодобывающей промышленности в целом. Основные технологические свойства промывочных и тампонажных растворов, которые используются при бурении скважин, определяются их физико-химическим состоянием как полидисперсных систем. Физико-химические процессы имеют основное значение при обработке буровых и тампонажных растворов, взаимодействии их со стенкой скважины, выбуренной породой и пластовыми флюидами, а также при воздействии высоких забойных температур и давлений. Они позволяют вскрыть механизм действия новых типов реагентов, понять процессы твердения тампонажных растворов в различных условиях, разработать научно-технические способы создания растворов и управления ими с целью получить системы с оптимально заданными свойствами. В практике бурения все еще преобладают условные методы как при оценке качества буровых и тампонажных растворов, так и при анализе изменения их состояния под воздействием различных факторов. Во многом это можно объяснить отсутствием специальных работ, в которых основные положения физикохимии дисперсных систем были бы изложены применительно к буровым и тампонажным растворам и условиям использования их на практике. Правильный выбор изолирующих материалов применительно к конкретным скважинным условиям, тщательное составление рецептуры растворов с учетом применения совершенной технологии цементирования, использование элементов технологической оснастки, буферной жидкости и другие мероприятия, безусловно, обеспечат высокое качество работ по строительству скважин. 6 1 Общие положения Курсовая работа по «Буровым и тампонажным растворам » выполняется в 6 семестре после изучения студентами специальности 131003 «Бурение нефтяных и газовых скважин» основных дисциплин по профилю будущей специальности. Цель курсовой работы закрепление студентами знаний, приобретенных конкретных в процессе задач, связанных теоретических и практических обучения, и применение их для решения с проектированием по выбору буровых и тампонажных растворов для бурения и крепления скважин в различных горногеологических условиях. Курсовая работа должна содержать: - задание на проектирование; - исходные данные для проектирования; - введение; - основные сведения о геолого-технологических условиях строительства скважин и условия ее эксплуатации; - обоснование конструкции скважины; - обоснование выбора бурового раствора по интервалам глубин; - обоснование состава тампонажного раствора для крепления обсадных колонн; - расчет материалов и химических реагентов для приготовления и обработки бурового раствора; - обоснование способа приготовления буровых растворов; - обоснование способов очистки буровых растворов; - обоснование методов контроля качества буровых растворов; - обоснование методов контроля качества тампонажных растворов; - вопросы охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды от загрязнения. 7 В курсовой работе разрабатывается специальная часть, посвященная решению одной из проблем, имеющей место при строительстве скважин. Тема специальной части выдается каждому студенту индивидуально руководителем курсовой работы. При выполнении курсовой работы следует ориентироваться на использование наиболее современной техники, технологических приемов и методов организации операций; современных типов буровых, тампонажных растворов и химических реагентов; необходимо использовать учебники, справочники, каталоги оборудования, монографии, статьи из технических журналов, трудов НИИ, сборников институтов, а также ведомственные инструкции. Поощряется выполнение расчетов по авторским программам для ПЭВМ. 2 Задание на проектирование Задание на курсовую работу выдается студенту изучения курса «Буровые и тампонажные растворы» руководителем и после выходом на ознакомительную практику, что является основанием для сбора материала. Задание должно быть в составе пояснительной записки к курсовой работе. Исходные данные для составления проекта. Данные для курсовой работы собираются в период ознакомительной практики и до начала проектирования согласовываются с руководителем. Геолого-технические условия (литология, стратиграфия, пластовые давления, температура, осложнения, водоносность, газонефтеносность и.т.д.) строительства должны быть представлены в виде таблицы (например, табл.2.1). Таблица 2.1 -Исходные данные к курсовому проекту 8 2 3 4 5 6 7 8 3 Обоснование конструкции скважин 9 10 11 12 Эксплуатационный горизонт Состав насыщающего флюида (состав газа; газовый фактор; агрес-сивные компоненты Проницаемость газа, нефти, воды) (трещиноватость пород), Д Интенсивность поглощения, м3/ч . МПа Вид насыщающего флюида Давление гидроразрыва, МПа глубина замера Пластовая температура, 0С глубина замера Пластовое давление, МПа Характер возможных осложнений Литологический состав породы Стратиграфия Толщина, м Глубина залегания пласта, м 1 13 При обосновании и проектировании конструкции скважин целесообразно использовать программу на строительство скважины по представленной площади или месторождению. Конструкция скважины определяется заданием заказчика (добывающей организации) и геологическими условиями района работ. Обоснование конструкции проводится в два этапа. На первом этапе выбирается метод вхождения в пласт, число обсадных колонн и глубины их спуска. На втором – размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. В этом разделе, приведены сведения об изменении с глубиной пластовых давлений и давлений, при которых возможно возникновение поглощения промывочной жидкости. Чтобы характеризовать эти давления, целесообразно использовать безразмерные величины: Необходимо определить коэффициенты аномальности пластового давления и индекс давления поглощения по следующим формулам: Коэффициент аномальности пластового давления: ðïë â g Z (3.1) ðïîãë â g Z ïîãë (3.2) êà и индекс давления поглощения: êï 9 где: Рпл. – пластовое давление, Па; Рпогл–давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па; Z – глубина залегания кровли пласта с давлением Рпл.; Zпогл –глубина залегания кровли поглощающегося пласта, м; pв – плотность пресной воды, кг/м3; pв=1000 кг/м3; g =9,81 м/с2 –ускорение свободного падения. Если неизвестны величины давления гидроразрыва пород для данной площади, то индекс давления гидроразрыва можно приближенно вычислить пор формуле: Кп = 0,83 + 0,66 Ка. (3.3) где: Ка - коэффициент аномальности пластового давления; ρ0= ρб.р/ρводы (3.4) Определение совместимых интервалов бурения Для проектирования конструкции скважины необходимо выделить зоны с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения в двух смежных зонах несовместимы, если для перехода к разбуриванию нижней из них плотность и состав промывочной жидкости нужно изменить так, что это приведет к возникновению осложнений в верхней зоне. Для того чтобы осложнения не возникали до начала разбуривания нижней зоны верхнюю необходимо надежно изолировать. Выделять зоны с несовместимыми условиями бурения помогает совмещенный график изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых давлений ка и индексов давления поглощения. Для того чтобы спроектировать конструкцию скважины необходим график изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощений с глубиной. Полученные результаты заносим в таблицу 3.1. Таблица 3.1 - Коэффициенты аномальности и индексы давлений поглощений 10 Индекс Глубина Пластовое Коэффициент Индекс подразделен залегания кровли давление рпл, аномальности, давления ия пласта (по МПа ка поглощения , вертикали), м kп Согласно данным таблицы 3.1 строим график зависимости глубины от коэффициента аномальности, индекса давления поглощения и относительной плотности и предполагаемой конструкции скважины (пример построения рис.3.1) Рисунок 3.1 –График зависимости При выборе числа обсадных колонн необходимо учитывать устойчивость горных пород и необходимость перекрытия многолетнемерзлых пород. Важно помнить о наличии жидкостям, обсадным флюидов, агрессивных по отношению к промывочным трубам и тампонажным материалам. В случае проектирования поисково-разведочных скважин - предусмотреть возможность спуска резервной обсадной колонны. 11 Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в соответствии правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [14, п.2.6.6.]. Направление и кондукторы во всех скважинах должны быть зацементированы до устья. Обязательному цементированию подлежат: - продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; - продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т.ч. с непромышленными запасами; - истощенные горизонты; - горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа; - интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации; - интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. В курсовом проекте возможно принятие других решений, но они должны быть соответствующим образом обоснованы. Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют согласно [6,8,9,14,30,31], с учетом литологии, профиля скважины и других факторов. Например, в наклонных скважинах зазоры должны быть увеличены. Если участок ствола скважины представлен недостаточно устойчивыми породами, склонными к выпучиванию, величину зазора между обсадной колонной и стенкой также необходимо увеличивать. Типоразмеры труб можно взять из[ 6,8,15,33]. Результаты расчетов по данному разделу удобно представить в виде схемы (рис.3.2) или таблицы (например, табл. 3.2) Таблица 3.2-Результаты расчетов Название колонны Диаметр колонны, мм 426 Глубина спуска колонны, м 40 Интервал цементирования от башмака, м До устья Диаметр долота, мм Кондуктор 324 270 До устья 393,7 1 промежуточная 245 470 До устья 295,3 Направление 490 12 Эксплуатационна 146 2130 2130 215,5 я Проектную конструкцию скважины необходимо сравнить с конструкцией скважины, применяемой на данной площади. Ниже приведены примеры различных конструкций скважин и интервалы цементирования 300 500 500 219 168146 299 426 530 168 в 245 324 146 б 219 299 а 150 800 1300 1600 1600 2300 2700 2700 2100 2500 2800 4500 13 4 Обоснование выбора бурового раствора по интервалам глубин Главным признаком, который должен быть положен в основу расчленения разреза, служит литологический состав горных пород. Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождения нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породы данной категории. Можно выделить три основных признака, несовпадение которых дает основание выделять различные группы пород: а) растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий; б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью; в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы. с учетом этих признаков представляется целесообразным подразделить осадочные породы, наиболее часто встречающиеся в разрезе нефтяных и газовых месторождений, на одиннадцать категорий: 1. обломочные несцементированные породы (пески, гравии, галечник и т.п.). 2. обломочные многолетнемерзлые породы, сцементированные льдом. 14 3. переслаивание песчано–глинистых пород. 4. глины. 5. аргиллиты. 6. известняки, доломиты, песчаники. 7. мел писчий. 8. ангидриты, гипсы. 9. каменная соль без инородных пропластков. 10. каменная соль с пропластками калийно–магниевых солей. 11. каменная соль с пропластками терригенных пород. 4.1 Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий Породы 1 группы: делювиальные, элювиальные и аллювиальные отложения, глины, песчаники, известняки. При бурении пород этой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющий ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки», задерживающей осыпание рыхлой породы. Породы 2 группы: породы соленосного комплекса: ангидрит, гипс, глины, песчаники, мергели . При бурении пород этой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющий ствол. Промывочная жидкость должна иметь свойства препятствующие вымыванию солей и образованию каверн. 15 Породы 3 группы: известняки, доломиты При бурении пород этой группы требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы долот. Породы 4 группы: аргиллиты, песчаники, известняки, алевролиты При бурении в аргиллитах основное требование – обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу. Желательно, чтобы промывочная жидкость оказывала крепящее действие на стеки скважины. Водоотдача бурового раствора должна быть небольшой. При циркуляции эрозионное действие его на стенки скважины должна быть минимальным. Поскольку для каждой группы горных пород характерны специфические требования к промывочной жидкости, участки разреза скважины или площади, сложенные породами одной группы должны быть выделены как самостоятельные технологические интервалы. Для каждого такого интервала в дальнейшем может быть выбрана своя разновидность промывочной жидкости. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения при бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900–1050 до 2200–2500 кг/м3. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные и некоторые другие буровые промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытые скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов. Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления 16 поглощения. Возможны случаи, когда коэффициент анамальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород вышележащих интервалов. Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты с АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению в вышележащих интервалах. Несовместимость требований к плотности промывочной жидкости при таких обстоятельствах обуславливает необходимость выделения пород с резко различающимися давлениями в самостоятельные интервалы. 4.2 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойство некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижении предельной для них температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможное влияние температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы. Температурный предел экономически эффективного применения промывочных жидкостей на водной основе зависит от термостойкости органических реагентов, входящих в состав бурового раствора. Предел эффективного применения обращенных эмульсионных растворов определяется термостойкостью эмульгаторов, обеспечивающих агрегативную устойчивость инвертной эмульсии. 4.3 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения: - поглощение промывочной жидкости 17 - газонефтеводопроявления - нарушение устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины, кавернообразованием. Основной причиной поглощений и газонефтеводопроявлений является нарушение условия: Ка < Ро < Кп. Распространенной причиной затяжек и прихватов является прижатие дифференциальным давлением бурильной колонны к стенке скважины, покрытой фильтрационной коркой. Степень опасности возникновения прихватов повышается при увеличении толщины фильтрационной корки, ее липкости (адгезии металла к корке), длины участка соприкосновения бурильной колонны со стенками скважины. Толщина фильтрационной корки, ее адгезионные свойства зависят от вида, состава и свойств промывочной жидкости. Если в разрезе имеются мощные участки проницаемых пород, которых на стенках скважины образуется фильтрационная корка, то вследствие более жестких требований к фильтрационным свойствам промывочной жидкости и адгезионным свойствам корки может оказаться необходимым в выделении таких участков в самостоятельные технологические интервалы. Если в разрезе имеются участки, при бурении которых происходит заметное искривление скважин, то особо жесткие требования к смазочной способности промывочной жидкости могут послужить основанием для выделения таких участков в самостоятельные интервалы. 4.4 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды При бурении непродуктивной части разреза основные требования к промывочной жидкости состоят в том, что она должна обеспечивать проводку скважины при минимуме осложнений и высоких показателях работы долота. В процессе первичного вскрытия продуктивного пласта обеспечение высоких показателей работы долота отступает на второй план. Основным требованием к 18 промывочной жидкости становится минимальное загрязнение продуктивного пласта, обеспечение высокой продуктивности скважины. Выдвижение этого нового требования обуславливает необходимость выделения в самостоятельный технологический интервал участка геологического разреза, где расположены нефтегазоносные пласты, которые будут одновременно эксплуатироваться данной скважиной. В верхней части разреза скважиной могут быть вскрыты водоносные пласты с пресной водой. Такие пласты используются или могут быть использованы в будущем как источники водоснабжения. Проникновение бурового раствора или его фильтрата в пласты, насыщенные пресной водой, может вызвать их серьезное загрязнение и сделать воду непригодной для бытовых нужд. Во избежание этого необходимо, чтобы промывочная жидкость отвечала требованию экологической чистоты. Такое требование обуславливает необходимость выделить часть разреза, где расположены пласты с пресной водой, в самостоятельный технологический интервал . 4.5 Обоснование выбора типа промывочной жидкости для интервалов разреза Проведя расчленение разреза, и определив границы интервалов, последовательно, рассматривая интервалы сверху вниз, следует обосновать выбор вида бурового раствора для каждого интервала. На выбор типа промывочной жидкости влияют многие факторы: 1. Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора упрочнять породы. 2. Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы. 3. Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем; способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы. 19 4. Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура. 5.Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты. 6.Температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости. 7.Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов. 8.Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты. 9.Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот. 10.Способ бурения. 11.Наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости. 12.Географическое местоположение скважины экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама. 13.Доступность месторасположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы. Выполнив обоснование по выбору промывочной жидкости полученные данные заносятся в таблицу 4.1. Таблица 4.1 –Обоснование выбора типа промывочной жидкости Факторы, Характер Типы буровых растворов, Типы буровых влияющие на истика применение которых растворов, которые выбор бурового факторов невозможно или можно применять нецелесообразно на основе при бурении учета данного фактора интервалов раствора 5 Выбор состава бурового раствора Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции. 20 Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора. Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород. Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой. Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой. структурообразующая Дисперсионная дисперсная фаза среда, составляют твердая основу корка - и подавляющего большинства промывочных жидкостей. Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства. 5.1 Функции буровых растворов в процессе промывки скважин Основные функции современных буровых растворов состоят в обеспечении следующих задач: - высоких скоростей бурения и проходки на долото; - безопасности и безаварийности бурения; - качественного вскрытия продуктивных пластов. 1. Для обеспечения высоких скоростей бурения и проходки на долото раствор должен выполнять следующее: а) Эффективно очищать забой от выбуренной породы. 21 Важнейшей функцией бурового раствора является удаление частиц выбуренной и обвалившейся породы из скважины на поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень) зависит от скорости восходящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эффективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Для удаление частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения . Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бурения повышается при обработке раствора ПАВ, понижающими поверхностное натяжение. Существенное влияние оказывает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость. Однако, не всегда удается поддерживать все указанные параметры для успешной работы долота, ибо существует целый ряд и других технологических требований к буровому раствору, связанных с геологическими условиями бурения. Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств. В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц. Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пределах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой величины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии. Для удаления с забоя частиц шлама данного размера и удельного веса, в случае использования бесструктурного раствора, необходима скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, превышающая некоторую минимальную величину. 22 Если же буровой раствор обладает структурой конечной прочности, то частицы породы определенного размера и веса будут удаляться вне зависимости от скорости восходящего потока. б) Облегчать разрушение горных пород. Буровой раствор является физико - химической средой, в которой осуществляется процесс разрушения горной породы. Достигается это, прежде всего за счет низкой вязкости раствора в призабойной зоне, малого содержания в нем твердой фазы и снижения угнетающего породу давления. Кроме того раствор способствует адсорбционному понижению твердости горных пород. в) Охлаждать и очищать долото. Для этого буровой раствор должен обладать хорошей теплопроводностью и низкой вязкостью. 2. Для обеспечения безопасного и безаварийного бурения раствор должен выполнять следующие задачи: а) Предотвращать поступление в скважину газа, нефти или воды путем создания противодавления на вскрытые пласты. В процессе бурения противодавление необходимо регулировать так, чтобы оно превышало пластовое давление нефтегазовых и водоносных пластов. б) Предотвращать обвалы стенок скважины Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возникающих при бурении. Роль буровых растворов в этих условиях трудно переоценить, все зависит от состава и свойств бурового раствора. В настоящее время разработаны и успешно применяются несколько специальных систем буровых растворов, позволяющих частично или полностью предотвратить осыпи и обвалы неустойчивых глин. Гидростатическое давление столба бурового раствора на стенки скважины, а также его глинизирующее действие - способность образовывать на стенках скважины тонкую эластичную непроницаемую корку - являются факторами, предотвращающими от обвалов рыхлые, несцементированные породы. 23 Сохранение устойчивости глинистых сланцев обеспечивается, кроме гидростатического давления, регулированием водоотдачи и химического состава фильтрата бурового раствора, снижающего как осмотическое, так и поверхностное гидратирование породы. в) Удерживать частицы выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при остановке циркуляции, чтобы исключить их выпадение на забой скважины и заклинивания бурильного инструмента. Для обеспечения этого требования прочность структуры раствора изменяется в широких пределах в зависимости от плотности, вязкости раствора и размера частиц. г) Уменьшать трение между бурильной колонной и стенками скважины. В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины возникают значительные силы трения. Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения, рассеивается потоком жидкости. Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и СПО. Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки. Это требование реализуется при выполнении коркообразующих функций буровых растворов. Смазка бурильного инструмента и стенок скважины облегчает условия движения бурильных и обсадных труб в скважине и способствует предупреждению прихватов. е) Предупреждать газонефтеводопроявления Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким, т.е. значительно выше гидростатического. Поэтому в том и в другом случае плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении так и во время СПО. Требуемая величина плотности 24 бурового раствора, в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется новыми Правилами ведения работ. д) Предохранять инструмент от коррозии и чрезмерного износа Установлено, что коррозия является главной причиной повреждения бурильных колонн. К сожалению, в отечественной практике при бурении практически не уделяется внимание коррозии. В мировой практике за коррозией бурильных труб следят при помощи стальных колец, установленных в специальных проточках в муфте бурильного замка. Через определенное время воздействия бурового раствора определяют снижение массы этих колец. Часто выявление вида коррозионного воздействия оказывается более важным, чем контроль потери веса колец. Так, точечная коррозия не вызывает большой потери веса, но может стать причиной аварии. Причиной слома бурильных труб может служить водородное охрупчивание. Вот почему при составлении программ по буровым растворам следует учитывать источники корродирующих веществ, их состав и обязательно включать в состав бурового раствора ингибиторы ожидаемых видов коррозии. 3. Для качественного вскрытия продуктивных пластов раствор должен выполнять следующие функции: а) не загрязнять пласты при их вскрытии; Загрязнение продуктивных пластов при бурении - это реальный процесс, в результате которого частично обратимо (а частично необратимо), но существенно снижается проницаемость пластов. Иногда происходит полная закупорка пласта, и вызвать приток удается только с помощью специальных методов интенсификации. Мировой наукой и практикой установлено, что все компоненты бурового раствора (твердые и жидкие) активно взаимодействуют с продуктивным пластом. б) обеспечивать возможность получения и качественной интерпретации кернов и геофизических данных, необходимых для оценки продуктивности проходимых пород. При хорошей циркулирующий организации буровой раствор аналитического несет контроля немаловажную на скважине информацию о 25 геологическом разрезе скважины. Источниками информации являются выносимые раствором шлам, газ и флюиды (вода, нефть). Изучение шлама, изменившегося состава раствора (разгонка) и его фильтрата позволяет определить минералогическую природу разбуриваемых пород, тип и состав поступившей в раствор жидкости или газа. Интерпретация текущей информации, полученной по результатам исследований бурового раствора позволяет соответственно принимать решение и сократить объем и затраты времени на проведение дорогостоящих геофизических работ. 5.2 Обоснование выбора параметров буровых растворов Большое значение для качества технологических решений по проводке ствола скважины имеет соответствие технологических параметров буровых растворов геолого-техническим условиям бурения. Эти показатели должны обеспечивать: - сохранение устойчивости глинистых пород на весь период бурения и минимальной наработки избыточных объемов раствора; - хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы ; - отсутствие прихватов бурильного инструмента под действием перепада давления и минимальные крутящие и страгивающие нагрузки при СПО ; - минимальное негативное воздействие на продуктивный пласт ; - минимальные гидродинамические сопротивления в циркуляционной системе, трубах и затрубном пространстве для максимальной передачи гидравлической мощности на разрушение породы . В зависимости от сроков бурения, профиля скважин, градиентов порового и пластового давления, характеристик продуктивных пластов, забойных температур – каждому из приведенных выше показателей предъявляются разные требования. На качество первичного вскрытия продуктивных пластов оказывают влияние следующие свойства раствора: фильтрация в забойных условиях, определяющая скорость фильтрации в пласт; величина ингибирующей способности бурового раствора , определяющая сохранение эффективного гидродинамического радиуса фильтрации на уровне среднего радиуса и поверхностно - активные свойства 26 фильтрата , определяющие гидрофобизирующие его свойства и направление действия капиллярных сил. Поверхностно-активные свойства фильтрата определяют величину капиллярного давления, способность к эмульсиобразованию, и в конечном итоге, фазовую проницаемость по нефти. Показатель увлажняющей способности определяет изменение эффективного гидравлического радиуса фильтрации за счет гидратации глинистой составляющей скелета пласта. Если величина этого показателя у раствора достаточно высокая, за счет гидратации происходит уменьшение эффективного радиуса в зоне проникновения фильтрата и, как следствие, уменьшение продуктивности скважин. При выборе бурового раствора нужно, прежде всего, руководствоваться следующими данными: 1) Геологическим разрезом разбуриваемой площади; 2) способом бурения; 3) осложнениями в процессе бурения скважины; 4) экономической целесообразностью применения того или иного бурового раствора; 5) доступностью исходного материала для приготовления и обработки бурового раствора. Основными структурообразующими компонентами буровых растворов на водной основе являются глины. Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возможными ГНВП, возникает необходимость повышать плотность п.ж. Б.р. приготовленные из наиболее распространенных глин имеют плотность 1,15-1,25 г/см3. Для повышения плотности используют материалы, названные утяжелителями. Глинистый раствор имеет способность стареть. Увеличивается вязкость и напряжение сдвига. При нагреве глинистого раствора ускоряется его старение. Основным средством регулирования свойств буровых растворов является химическая обработка их с помощью различных химических реагентов. 27 Определяем необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт pб.р, г/см3 ρá .ð. где: à Pïë . 10 2 , H (5.1) а = 1,05 - 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над пластовым. 0-1200м а=1,10; 1200-2500м а=1,05; Рпл – пластовое давление, МПа; Н – глубина скважины до продуктивного пласта, м. Согласно условию безопасного бурения Р гидр . ,кгс/см2, должно быть больше Р пл . на 10 – 15%. (5.2) Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины Vобщ, м3 Vîáù . Vï . å . Væ Váóð . a Vñêâ . (5.3) где Vп . е . - объем приемной емкости =40, м3; Vж - объем желобной системы = 4-7, м3; а=1,5 – коэффициент учитывающий запас раствора. Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале Vбур, м3 Vбур n (L h к ), (5.4) где: hк – глубина спуска промежуточной колонны, м; n = 0,13 м3/м – норма расхода буровой жидкости на 1 метр проходки. Vскв . Vк Vс , (5.5) где: Vк - объем кондуктора, м3; Vс - объем скважины, м3. Определяем Vк 2 Vк 0,785 d вн . к h кон (5.6) 28 Определяем Vс 2 Vc 0,785 Dñêâ (L h ê ); Dñêâ D ä Ê (5.7) (5.8) где: к = 1,16 – коэффициент кавернозности. Количество сухой глины для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности определяется (5.9) где: qгл - количество сухой глины, т/м3; ρгл – плотность сухого глинопорошка, г/см3; ρв – плотность воды, г/см3; ρб.р. – плотность исходного глинистого раствора, г/см3; m - влажность глинопорошка, в долях единицы (10%). Количество сухой глины для приготовления всего раствора Gгл, т (5.10) Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности qв, м3/м3 (5.11) где: ρгл – плотность сухого глинопорошка, г/см3; ρв – плотность воды, г/см3 ; ρб.р. – плотность исходного глинистого раствора, г/см3. Количество воды необходимой для приготовления всего глинистого раствора Gв, м3 (5.12) Для регулирования свойств глинистого раствора необходимо производить химическую обработку. Расход химических реагентов определяется Gхим.реаг., т 29 , (5.13) где: n – расход химического реагента на 1 м3 бурового раствора. Необходимое количество сухого утяжелителя на 1 м3 глинистого раствора qут, т/м3 (5.14) где: ρ1 – плотность исходного глинистого раствора, г/см3; ρ2 – плотность требуемого бурового раствора, г/см3; ρ3 – плотность утяжелителя, г/см3. Определим расход утяжелителя Gут, т (5.15) Все полученные данные заносим в сводную таблицу. Пример расчета необходимого количества реагентов для приготовления бурового раствора: Дано: Глубина скважины Н=1045 м. Длина скважины L= 1086 м. Пластовое давление Рпл=11,5 МПа. Глубина спуска кондуктора hк=383 м. Исходная плотность бурового раствора ρб.р.=1,05 г/см3. Плотность утяжелителя ρут=4,2 г/см3. Расход КМЦ – 0,2-0,35 %. Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт pб.р, г/см3 ρá .ð. ρá .ð. à Pïë . 10 2 H 1,111,5 10 2 1,21 ã/ñì 1045 (1) 3 30 где: а = 1,05 - 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,1, так как глубина меньше 1200 м. Согласно условию безопасного бурения Р гидр . кгс/см2, должно быть больше Р пл . на 10 – 15%. (2) 11,5 – 100% 12,65 – Х Х = 12,65*100/11,5 = 110% - что удовлетворяет условию бурения. Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины Vобщ, м3 Vобщ. Vп . е . Vж Vбур. a Vскв . , (3) где: Vп . е . - объем приемной емкости =40 м3; Vж - объем желобной системы = 4-7 м3; а=1,5 – коэффициент учитывающий запас раствора. Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале Vбур, м3 Vбур n (L h k ), (4) где: hк – глубина спуска промежуточной колонны, м; n = 0,13 м3/м – норма расхода буровой жидкости на 1 метр проходки. Vбур 0,13 (1083 383) 130 м3 Vскв . Vк Vс , (5) где: Vк - объем кондуктора, м3 Vс - объем скважины, м3. Определяем Vк, м3 2 Vк 0,785 d вн . к h кон (6) Vк 0,785 0,229 2 383 15,7 6 м 3 31 Определяем Vс, м3 2 Vc 0,785 D скв (L h к ); (7) D скв D д К (8) D скв 0,2159 1,16 0,25 м где К 1.16 коэффициен т кавернозности Vc 0.785 0.25 2 (1083 383) 34.34 м 3 Vскв . 15,76 34,34 50 м 3 Vобщ . 40 4 130 1.5 50 249 м 3 Количество сухой глины для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности qгл, т/м3 (9) где: ρгл – плотность сухого глинопорошка, г/см3; ρв – плотность воды, г/см3; ρб.р. – плотность исходного глинистого раствора, г/см3; m - влажность глинопорошка в долях единицы (10%). Количество сухой глины для приготовления всего раствора определяется (10) Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности определяется (11) 32 Количество воды необходимой для приготовления всего глинистого определяется (12) Определим количество химических реагентов: Выбираем КМЦ для регулирования водоотдачи глинистого раствора. КМЦ добавляют в процентном отношении 0,2-0,35% к объему глинистого раствора, принимаем 0,3%. (13) Необходимое количество сухого утяжелителя 1 см3 глинистого раствора определяется (14) где: ρ1 – плотность исходного глинистого раствора. ρ2 – плотность требуемого бурового раствора. ρ3 – плотность утяжелителя. Определим расход утяжелителя Gут, т (15) Все полученные данные заносим в сводную таблицу. Таблица 5.1 – Итоговая таблица результатов. Общий объем глинистого раствора (м3) 249 Сухого глинопорошка (т) 22,41 Воды (м3) КМЦ (т) Утяжелитель (т) 241,53 0,747 56,025 6 Методы контроля состава и свойств буровых растворов 33 Методы исследований состава и свойств буровых растворов можно разделить на две группы: физические и химические. 1. Физические свойства бурового раствора. 1.1 Плотность бурового раствора Плотность бурового раствора Рбр (г/см3)- отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотность. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, второй без газообразной фазы. Для измерения плотности может быть использованы рычажные весы- плотномер, ареометр, пикнометр (рис 6.1) Рисунок 6.1- Ареометр АГЗ-ПП 1- поплавок; 2- мерный стакан; 3-грузик. 1.2 Условная вязкость Условная вязкость УВ(с) – величина определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема (500см3) бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению ,т.е. 34 подвижность бурового раствора. Объемы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы. Для измерения условной вязкости используются стандартное оборудование – вискозиметр полевой ВП-5, ВВ-1, « Воронка Марша» (США), ВБР-1 (рис. 6.2 ) Рисунок 6.2 - Вискозиметр ВП-5 1.3 Реологические показатели буровых растворов 1.3.1 Статическое напряжение сдвиг(СНС) О (Па) – величина определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в находящимся в покое буровом растворе. Статическое напряжение сдвига характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени. Для измерения статического напряжения сдвига может быть использован прибор СНС-2 (рис.6.3). 1.3.2 Динамическое напряжение сдвига ДНС - То (Па)- величина, косвенно характеризующая прочность сопротивления бурового раствора течению. Эффективная вязкость- (Па*с) – величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига. 35 . Рисунок 6.3 - Прибор СНС-2 1-стол; 2-установочный винт; 3-кронштейн; 4-подвесная головка; 5-упругая нить; 6-трубка; 7- лимб; 8-указатель; 9-внутренный подвесной цилиндр; 10-стакан; 11-вращающийся столик; 12-электромотор, 13- выключатель. Пластическая вязкость (Па*с)- условная вязкость показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора. Для измерения показателей, позволяющих определить значения этих параметров, используются : вискозиметр ВСН-3, ВСН-2М (при повышенных температурах), ротационный вискозиметр производства США «RHEOMETP FANN», «BAROID», «OFI TE». 1.4 Показатель фильтрации (водоотдача) Показатель фильтрации Ф (см3) – величина определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует, способность бурового раствора отфильтровываться через стенки скважины создавая глинистую корку. 36 Формирование на стенках скважины малопроницаемой фильтрационной корки Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная корка из твердой фазы раствора. В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме). , Рисунок 6.4 - Прибор ВМ-6 1-шкала прибора; 2-плунжер; 3-напорный цилиндр; 4-игольчатый клапан; 5фильтрационный стакан; 6-винт; 7-поддон; 8-увлажненныйт фильтр; 9перфоррированный стальной диск. 37 Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи включая забойную должна быть как можно меньше и, жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано. Для определения показателя фильтрации могут быть использованы приборы фильтр-пресс ФЛР-1, прибор ВМ-6 (рис.6.4), ЛГ-2М, ФП200 (при повышенных температурах). 1.5 Показатель статического напряжения сдвига в глинистой корке Статическое напряжение сдвига в фильтрационной корке О (Мпа) - величина определяемая минимальным усилием сдвига груза, находящимся в контакте с фильтрационной коркой, косвенно характеризует прихватоопасные свойства бурового раствора. Для измерения СНС в фильтрационной корке используется установка НК-1 1.6 Показатель концентрации твердых примесей Концентрация посторонних твердых примесей Сп (%) –величина определяемая отношением количества всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения бурового раствора. Для определения концентрации твердых примесей используют металлический отстойник ОМ-2 (рис 6.5) 38 Рисунок 6.5-Отстойник ОМ-2 1-крышка; 2- отверстие для слива воды; 3- цилиндрический сосуд; 4-сменная пробирка; 1.7 Показатель стабильности бурового раствора 1.7.1 Показатель стабильности Sо(г/см3)- величина определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течении определенного времени бурового раствора, косвенно характеризует способность бурового раствора сохранять свою плотность. 1.7.2 Показатель седиметации S (%) – величина определяемая количеством дисперсной фазы отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Косвенно характеризует стабильность бурового раствора. Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2 (рис 6.6). Рисунок 6.6- Цилиндр стабильности ЦС-2 39 1.8 Показатель концентрации газа Концентрация газа Со (%) – величина определяемая объемом газа в единице объема бурового раствора. Характеризует степень разгазирования или вспенивания бурового раствор. Для определения количества газа используются приборы ПГР-1, ВГ-ЦМ 1.9 Показатель концентрации твердых фазы и нефти в буровом растворе Концентрация твердой фазы Ст (%) – величина, определяемая отношением количества твердых веществ к общему объему бурового раствора. Объем концентрации твердой фазы рассчитывают исходя из материального баланса компонентов бурового раствора (стр250). Для определения количества твердой фазы в пробе бурового раствора используют ВЛР-200 или ВЛКТ-500г/10- производят весовым методом и обрабатывают расчетным путем. 1.10 Определение концентрации коллоидных частиц в буровом растворе Концентрация коллоидных частиц Ск (%) – величина определяемая отношением коллоидных частиц размером меньше 2 мкм к общему количеству бурового раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы наиболее влияющую на свойства бурового раствора. Для определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (МС). 1.11 Определение водородного показателя Водородный показатель рН – отрицательный десятичный логарифм концентрации ионов водорода в буровом растворе, характеризующий щелочность или кислотность среды. Для определения рН могут быть использованы индикаторная бумага, лабораторный рН- метр , милливольтметр рН-121. 40 1.12 Определение смазочной способности бурового раствора Смазочная способность бурового раствора косвенно определяет коэффициент трения-скольжения или трения – качения, временем работы установки до появления заеданий трущихся шариков при заданном контакте напряжений. Для определения смазочной способности буровых растворов используют Установку УСР-1. 1.13 Определение удельного электрического сопротивления Удельное электрическое сопротивление Ро (ОМ м) – величина определяемая сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора. Для измерения используют резистивиметр ПР-21. 1.14 Определение анализа фильтрата бурового раствора Определение показателя минерализации фильтрата Показатель минерализации М – величина косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе и условно определяемая эквивалентным содержанием хлористого натрия. Так же определяются содержание калия и магния, хлор-иона, сульфат-ионов, сумма щелочных металлов и калия- извести. 1.15 Определение содержания сероводорода в буровом растворе Содержание сульфатов в буровом растворе влияющие на изменение водородного показателя, а значит на изменение всех свойств бурового раствора. 1.16 Определение Поверхностно Активных Веществ (ПАВ) в буровом растворе 41 Метод контроля за содержанием ПАВ в глинистом растворе, основанный на сравнении значений поверхностного натяжения фильтрата проб раствора, отобранного в процессе бурения, и поверхностного натяжения водных растворимых ПАВ известной (эталонной) концентрации на границе с керосином или воздухом. 1.17 Определение коррозионных свойств бурового раствора Буровое оборудование и инструменты, находящиеся в контакте с буровом раствором, подвергаются несколькими видами коррозий: кислородной, сероводородной, углекислым газом. Существуют различные методы определения коррозионных свойств бурового раствора В определение свойств бурового раствора так же входит: ингибирующие свойства, коэффициент коллоидности глинопорошка, показатель увлажняющей способности, устойчивости пен, сжимаемость глинистой корки, тепловые свойства. Основные свойства буровых растворов зависят от размера, формы и химического состава взвешенных в нем частиц. По размеры эти частицы удобно разделить на три группы: коллоиды размером от 0,1до 2мкм, определяющие вязкостные и фильтрационные свойства раствора; илы, утяжелители с размером частиц от 1 до 70 мкм, обеспечивающие необходимую плотность раствора; песок с размером частиц от 50 до 400 мкм, которые хотя и закупоривают крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывают отрицательное воздействие в силу высокой абразивности. Коллоидная фракция раствора обладает высокой активностью благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе. Такая дисперсная система отличается большой удельной поверхностью, а поведение частиц и раствора в целом определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения/отталкивания между частицами. Особо активными коллоидами являются глинистые минералы, которые отличаются как по форме (мельчайшие кристаллические пластинки и пакеты из таких 42 пластинок), так и молекулярным строением этих частиц. Благодаря особому строению кристаллической решетки активных глинистых минералов, на базальных поверхностях частиц образуются сильные отрицательные заряды, а также положительные заряды, но ребрах и гранях. Взаимодействие между этими противоположными зарядами при низких скоростях течения сильно влияет на вязкость глинистых растворов и является причиной обратимого структурообразования когда раствор находится в состоянии покоя. В природе глины состоят из различных минералов, таких как монтмориллонит, иллит и коалинит, из которой наибольшей активностью обладает монтморилонит. При взаимодействии с водой глина набухает вследствие гидратации базальных плоскостей и ориентированных около них противоионов (Ca, Na, Mg). В результате такой гидратации образуется суммарная гидратная оболочка, обладающая упругими свойствами и, вследствие этого, давление набухания достигает больших величин. При механическом воздействии на смесь глины с водой происходит расслоение пакетов по базальным плоскостям и их разлом по ребрам и граням с образованием глинистого раствора. Такая первичная дезинтеграция глины в воде называется диспергированием. Упругие гидратные оболочки на поверхности частиц глины предот-вращают их слипание, таким образом, происходит так называемая естественная стабилизация системы. Толщина гидратной оболочки зависит от величины отрицательного заряда базальной поверхности, которая определяется минералогической природой глины. Наиболее активным минералом является монтмориллонит, чем больше его содержание в глинистой породе (60 - 70% и более), тем выше выход раствора из единицы веса глины (15 м3 и более из 1тонны глинопорошка). Во многих случаях, для регулирования свойств бурового раствора глинистые коллоиды дополняются, а иногда и полностью заменяются органическими коллоидами. Так, при попадании в систему растворимых солей происходят следующие явления. С увеличением концентрации соли в растворе, вследствие динамического характера адсорбционных процессов, возрастает концентрация 43 положительно заряженных катионов у отрицательно заряженной поверхности глинистых частиц. При определенной концентрации соли (1-1,5% NaCl, 0,25% CaCl2) происходит полная нейтрализация заряда поверхности глины, а защитная гидратная оболочка исчезает. В результате такого воздействия солей происходит коагуляция системы: частички глины слипаются в крупные блоки, раствор загустевает и резко возрастает водоотдача. Для восстановления свойств раствора в этом случае используют солестойкие полимерные реагенты, такие как крахмал, КМЦ и др. Макромолекулы этих полимеров вместе со своими гидратными оболочками адсорбируются на поверхности глинистых частиц и создают так называемые искусственные защитные гидратные оболочки. При таком воздействии коллоидов, скоагулированые частички вновь разъединяются, и этот процесс повторного диспергирования глинистых блоков называется пептизацией. При определенной концентрации полимера свойства раствора полностью восстанавливаются. Кроме адсорбционной стабилизации глинистых частиц многие полимеры образуют в растворе полимерные блоки коллоидного размера. Как в пресных, так и в соленых растворах такие частички из полимеров существенно влияют на свойства растворов. В зависимости от величины молекулярного веса полимеры могут влиять или не влиять на структурно-механические свойства растворов, но всегда эффективно снижают водоотдачу. Коллоидной фракцией одного из растворов на углеводородной основе (РУО) является олеофильный бентонит. В другом типе такого раствора (инверсной эмульсии) вязкостные и фильтрационные свойства обеспечиваются активным эмульгированием значительной части водной фазы. Для структурообразования в РУО используют специально изготовленные олеофильные глины, а для улучшения фильтрационных свойств применяют олеофильные гуматы. 7 Химические реагенты и материалы для буровых растворов 44 Химическая обработка имеет важнейшее значение в технологии приготовления и применения буровых растворов. От правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора в значительной степени зависит успех и качество строительства скважин. По функциональному назначению все реагенты и материалы можно разделить на несколько групп: структурообразователи, регуляторы водоотдачи, разжижители, флокулянты, коагулянты. Основным компонентом растворов на водной основе является вода, от солевого состава которой в значительной степени зависит технология приготовления и получаемые свойства бурового раствора. Наиболее приемлема для приготовления буровых растворов пресная вода, обеспечивающая при прочих равных условиях максимальный выход раствора из 1 тонны глины, вязкость, минимальную водоотдачу и способность к структурообразованию. Однако, на многих скважинах используется вода, содержащая соли различного типа и различной концентрации. Особенно агрессивной является вода, содержащая ионы Ca и Mg. Перед использованием для технологических целей такую воду предварительно обрабатывают кальцинированной содой в количестве, обеспечивающем остаточное содержание этих катионов в воде не более 100мг/л. При использовании для приготовления растворов и реагентов воды умеренной минерализации (например, морская вода) очень полезно использовать гидродиспергатор ДГ-1 или ДГ-2. С применением этих устройств можно получить выход раствора из 1 тонны бентонита примерно такой же, как на пресной воде. Конечно, применение кальцинированной соды необходимо и в этом случае. 8 Проектирование свойств буровых растворов для различных условий бурения Правила выбора буровых растворов в зависимости от геолого- технических условий бурения При проектировании свойств буровых растворов для различных геологических условий выдвижение на первый план тех или иных показателей 45 должно обуславливаться задачей, решаемой на том или ином этапе бурения скважины. В районах с нормальным градиентом давления и соизмеримой со временем бурения устойчивостью горных пород, прежде всего, необходимо решать задачу получения максимального эффекта от работы долота. Следовательно, основными критериями качества раствора в этом случае должны быть те показатели, которые характеризуют свойства раствора, способствующие эффективной работе долота. В соответствии с современными взглядами на рост бурового раствора для обеспечения хорошей работы долота необходимо поддерживать: - минимальную эффективную вязкость раствора в забойной зоне при истечении из насадок долота; - высокое значение начальной, так называемой “мгновенной” фильтрации при приемлемой величине Фвтвд за 30 минут; - минимальную репрессию на пласты, но при этом должна обеспечиваться необходимая устойчивость глинистых пород. По данным американских исследователей влияние пластической вязкости (или наименьшей ньютоновской вязкости раствора при истечении его из насадок долота ) на относительное изменение механической скорости бурения описывается следующим выражением: Влияние вида твердой фазы бурового раствора на скорость бурения ( по АНИ ) Вид твердой фазы % снижения механической скорости при увеличении содержания твердой фазы на 1 % ( объемный) в диапазоне от 4 до 12 % Барит 2,6 Шлам 4,8 Глина 6,7 Приведены данные, иллюстрирующие влияние объемного содержания бентонита в растворе на показатели бурения. Это влияние достаточно удовлетворительно описывается следующим выражением: Vмех.= Vмо е-в*Ств.ф. ( 8.1) 46 где: Vмо - скорость проходки при бурении на растворе без твердой фазы, м/час. “в” - константа, учитывающая природу твердой фазы Ств.ф.- содержание твердой фазы, % объемные В зависимости от состава твердой фазы бурового раствора константа “в” имеет следующие значения: бентонит - 0,10 шлам - 0,048 барит - 0,025 Зависимость скорости бурения от фильтрации бурового раствора по результатам обработки промысловых результатов позволила получить следующую зависимость относительного изменения механической скорости бурения от величины водоотдачи бурового раствора в забойных условиях (Фвтвд): При бурении скважин в сложных геологических условиях (наличие мощных толщ потенциально неустойчивых глинистых отложений) на первый план выдвигается задача предупреждения осложнений и обеспечения успешной проводки скважины. При выборе растворов для этих условий, наряду с требованиями агрегативной и кинетической устойчивости в условиях высоких температур и в присутствии электролитов в количествах, необходимых для регулирования активности водной фазы, а также достаточной для компенсации поровых давлений плотности, буровой раствор для бурения в неустойчивых отложениях должен оказывать на них минимальное разупрочняющее действие. Правильный выбор бурового раствора для бурения в потенциально неустойчивых сланцах и обоснованное регламентирование его свойств тесно связаны с методом количественной и качественной оценки способности бурового раствора регулировать направление и интенсивность влагопереноса. В качестве критерия для оценки влияния раствора на устойчивость глинистых пород показатель увлажняющей способности (П0), используется комплексно учитывающий влияние 47 капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса, ионного и полимерного ингибирования на процессы гидратации и диспергирования глинистых пород. Возникновение прихватов под действием перепада давления связано высокой фильтрацией раствора в забойных условиях. Поэтому в с целях прогнозирования потенциальной опасности прихватов и их предупреждения в качестве критерия качества раствора должен регламентироваться показатель фильтрации при температуре и перепаде давлений ( Фвтвд) соответствующих забойным. При бурении в сильно искривленных и горизонтальных скважинах важное значение имеют вопросы обеспечения эффективной очистки ствола скважины. Низкие значения условной и пластической вязкостей и динамического напряжения сдвига, поддержание которых характерно при бурении вертикальных и близких к ним наклонно-направленных скважин (с углом более 45 0) могут приводить к накоплению шлама и, как следствие, возникновению осложнений при СПО. При достаточно малых скоростях течения в кольцевом пространстве “языки” твердой фазы или шламовая подушка формируется уже при зенитных углах скважины более 10 0. При бурении горизонтальных или наклонно-направленных скважин необходимы показатели, обеспечивающие достоверную оценку способности бурового раствора поддерживать твердую фазу во взвешенном состоянии и гидравлическая программа промывки, учитывающая эти особенности. На заключительной стадии бурения главными становятся показатели, обеспечивающие максимальное сохранение требования и потенциальной про- дуктивности пластов при их вскрытии. В этом случае определяющими являются показатели, характеризующие ингибирующие, поверхностно-активные, нефтесмачивающие и фильтрационные свойства раствора, а также коэффициент восстановления проницаемости. Качество проводки скважин во многом определяется уровнем проектных решений. 48 Для управления качеством необходимо выбирать рабочие значения показателей свойств буровых растворов, гарантирующих успешное безаварийное бурение, высокие ТЭП и продуктивность скважин. На основании механизма взаимодействия бурового раствора с горными породами и коллекторами установлены простые зависимости, позволяющие рассчитывать технически необходимые показатели свойств бурового раствора, включая нетрадиционные, а также прогнозировать и управлять временем устойчивого состояния ствола, показателями работы долота, эффективностью очистки и качеством вскрытия продуктивных пластов за счет изменения свойств раствора. Алгоритм проектирования свойств буровых растворов приведен в табл. 8.1 Таблица 8.1- Методика определения значений показателей свойств бурового раствора Показатели Метод определения 1. Плотность, г/см3 а) Для бурения Рп л. 1 К б q H 103 , б.р.= вертикальных и условновертикальных скважин где: Рпл.- пластовое давление, Па; Н - глубина кровли пласта, м; q - ускорение силы тяжести (9,81), м/с2; Кб - коэффициент безопасности. 0,1 -0,15 при Н 1200 м Кб= 0,05 - 0,10 при 1200 Н 2500 м 0,04-0,07 при Н 2500 м т ек б) б.р.=2 К г.п.(1+0,024 ) - Н Для 0,4 предотвращения схлопывания горизонтального ствола . , где: К = 1- - коэффициент бокового горного давления; - коэффициент Пуассона; г.п.- средняя плотность горных пород, г/см3; 49 - угол наклона ствола скважины, град; Н - глубина залегания кровли пласта по вертикали, м; тек- предел текучести горной породы, кгс/см2;. Выбранная плотность бурового раствора проверяется на соответствие градиенту гидроразрыва проходимых пород. При отсутствии соответствия принимаются решения по разделению проходимых участков ствола скважины обсадными колоннами. Продолжение таблицы 8.1 пл= 33 б.р.- 22 2. Пластическая вязкость (пл.), мПас 3. Динамическое напряжение сдвига, (0), дПа При скорости восходящего потока в затрубном пространстве Vmin 1 1,686 0,011 , м/с 0= 10+ 1,377 - угол отклонения ствола скважины от где: вертикали, град. При V Vmin 0 = 620 где: 0,813Q Дс – пп б.р. 2 , Q - производительность насосов, л/с; Дс- диаметр ствола скважины, м; пп.- плотность выбуриваемой породы, г/см3;; б.р.- плотность бурового раствора, г/см3. 50 Для скважин с нормальным зазором между инструментом и стенками скважин желательно применение режима промывки с обеспечением Vmin. В случае малых зазоров очистка ствола скважины осуществляется с выбором достаточного 0 и малой производительности. При длительном (более 20 сут. контакта раствора с породами) турбулизация потока может привести к эрозии стенок скважины и увеличения кавернообразования в зоне неустойчивых пород. 4. Степень При V Vmin релаксации напряжений (СРН), % СРН=158,46 - 6,83 0 80 Показатель, характеризующий удерживающую способность раствора в покое при бурении пологих и горизонтальных скважин. Следующие три параметра рассчитываются только при бурении горизонтальных скважин 5. ТС=Дскв.(6,5-0,0445 Q)+ 1,01Vмех Транспортирующая Р Ф способность (ТС) d Р Ф Р Ф 0 n б .р. 3 где: Дскв.- диаметр ствола скважины, м; Q- производительность насосов, л/с; Vмех.- механическая скорость бурения, м/час; Рфd- 1-0,315 – реологический фактор; Дскв -диаметра скважины; РФ- 1,28 ехр (-0,005 пл.) - реологический фактор вязкости; РФ0= 0,0078 0 - реологический фактор динамического напряжения сдвига 6. Прочность геля за 1 минуту Q1 покоя (1), дПа (удерживающая способность) где: ln 2,25 K d Kh K KR ln 0,2 0,016 Кd = 0,3+ 0,001 Дскв. (Дскв. в мм); 51 Кh = 0,3+ 0,001 h (h -в м -длина наклонного участка ствола с углами наклона 30 0) К = 1 - 0,023 ( - 45); КR = 0,5 - турбулентный режим течения; КR = 1,0 - ламинарный режим течения. Для условий вертикальных и наклонно-направленных скважин и неутяжеленных растворов структурно-механические свойства проектируются исходя из условий минимально необходимых значений. Для утяжеленных растворов (для обеспечения «утяжеляемости» рецептур) должны соблюдаться соотношения 1/ УВ = 0,2 –1,2; а также 1 / 0 и 1/ более 2. Р= Кб. Рпл. 7. Репрессия на пласт, МПа 8. Водоотдача бурового раствора, см3 а) При забойной температуре: - для вертикальных скважин 80 Фвтвд Р - для горизонтальных скважин 30 Фвтвд Р б) При температуре 20 0С Ф20= Фвт вд , 1+ а t - 20 где: а - коэффициент, учитывающий влияние температуры на водоотдачу.(см таблицу 4.2) При высокой проницаемости помимо величины показателя фильтрации определяется гранулометрический состав раствора. 9. Ингибирующая способность (П0), м/ч а) скважин для вертикальных 15,35R c б .р.. 0,1 П0 Т п о р e , 52 где: Rс- радиус ствола скважины, м; б.р.- плотность бурового раствора, г/см3; пор.- поровое давление в эквиваленте плотности, г/см3; угол - залегания пластов относительно ствола скважины ,град; Т - время нахождения глинистых отложений в необсаженном состоянии, сут. б) для горизонтальных П0 скважин в) из исключения глинистых условий 1 Т П0=7,0 - 0,054 Ргорн гидратации составляющих коллектора При одновременном вскрытии неустойчивых пород и заглинизированных коллекторов выбирается меньшее значение По. По выбранным значениям показателя увлажняющей способности и фильтрации, а так же желательной величине коэффициента гидродинамического совершенства скважин, рассчитываются характеристики фильтрата бурового раствора ( - межфазное натяжение, мН/м и 10. Задаемся значением ОП и находим из Коэффициент восстановления - краевой угол смачивания, град.) следующего выражения: проницаемости продуктивного R ln ф 1 Rc ОП = 1+ 1 2 пласта (), % 1 где: Rф=Rс 1 2Vф Т m Rc Rс - радиус ствола скважины, м; Т - время фильтрации, с; 53 m- пористость, доли единицы; Vф= 10-6 0,042 Фвтвд- скорость фильтрации для полимерных растворов, м/с; Vф=0,021 10-6 Фвтвд- скорость фильтрации для лигносульфонатных растворов, м/с; Rф 0,2 с os R ф ln Rc 0,017 0R ф rэф Р К =100 ехр где: - межфазное натяжение, мН/м; - краевой угол смачивания, град; rэф= rср-1,25 св. в, мкм; К rср=0,5 m , мкм; св. в=0,033 е0,5 По гл, доли единицы, П0 см/час. К- проницаемость пласта, мкм2; m- пористость, доли единицы; гл- содержание глинистых фрагментов в коллекторе, доли единицы; Р- депрессия, МПа. 54 Таблица 8.2-Значение коэффициента “а” для различных буровых растворов № Тип и состав бурового Термостабильно Значение п/п раствора сть, 0С коэффициента ” а”, 1/0С 1 Вода + бентонит 2 Соленасыщенный: - 0,080 бентонит, 120 0,060 бентонит 120 0,044 Недиспергирующий: бентонит, 120 0,030 140 0,030 КМЦ-600, NaOH, NaCl 3 Минерализованный: КМЦ-600, NaCl, NaOH 4 КМЦ-600, ГКЖ-10 5 Полимерлигносульфонатный: бентонит, ФХЛС, NaOH, метас 6 Гуматный: бентонит, ПУЩР 120 0,028 7 Известковый: 140 0,028 125 0,020 120 0,020 Са(ОН)2, 135 0,020 Калиевый: бентонит, КССБ-4, 150 0,020 бентонит, окзил,NaOH, КССБ-4, Са(ОН)2 8 Лигносульфонатный: бентонит, окзил, NaOH, КССБ-4 9 Полисахаридный: бентонит, КМЦ-600, ТПФ 10 Хлоркальциевый: КССБ-4, КМЦ-600, бентонит, СаСl2 11 КМЦ-600, КОН, КСl 55 9 Способы приготовления и обработки буровых растворов Приготовление бурового раствора - это получение промывочной жидкости с необходимыми свойствами в результате переработки исходных материалов и взаимодействия компонентов. Организация работ и технология приготовления бурового раствора зависят от его рецептуры, состояния исходных материалов и технического оснащения. риготовление, 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. 9.1 Централизованный способ приготовление бурового раствора Централизованное обеспечение буровым раствором целесообразно при длительном разбуривании крупных месторождений и близком расположении буровых, когда для проводки скважин требуются растворы с одинаковыми или близкими параметрами. В этом случае более полно и экономично используются исходные материалы, требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением раствора на буровых, ниже себестоимость раствора, персонал буровой освобождается от тяжелой и трудоемкой работы. Наиболее экономично централизованное приготовление бурового раствора гидромониторным способом непосредственно в глинокарьере, 56 расположенном вблизи от большой группы буровых. Если таких условий нет, то глинозавод размещают в центре разбуриваемой площади, а комовую глину доставляют с карьера автомобильным, железнодорожным или водным транспортом. На глинозаводах в гидромешалках объемом 20...60 м3 приготовляют 400... 1000 м3 глинистого раствора в сутки. Доставляют его на буровые по трубопроводу, в автоцистернах или на специальных судах. Оборудование, применяемое при приготовлении буровых растворов при централизованном способе Блок приготовления раствора типа БПР Блоки БПР-70 или БПР-40 предназначены для приготовления и утяжеления бурового раствора, а также для хранения запаса порошкообразных материалов на бурящейся скважине. БПР -70 представляет собой агрегат (рис.9.1), состоящий из двух вертикальных металлических силосов, заканчивающихся коническими днищами. Оба силоса соединены в общий елок, но каждый силос имеет собственную раму. В комплект блока входят два выносных гидросмесителя эжекторного типа, которые соединены с силосами гофрированными шлангами. Силос состоит из цилиндрической обечайки, крышки, конического днища и загрузочной трубы 15 . При помощи фланцев к крышке силоса крепится фильтр. Здесь же имеется смотровой люк. К нижней части днища посредством фланца прикреплено разгрузочное Полнопроходное Пневматическое устройство. Днище также снабжено системой аэрирования порошкообразного материала включающей восемь соединенных между собой трубами аэродорожек, по которым подается воздух омпрессором. Один из основных узлов БПР – 70 - гидроэжекторный смеситель (рис.9.2), который состоит из приемной 3 и смесительной 6 камер, сменного штуцера 5 и загрузочной воронки 1 с клапаном 2. Он оборудуется также сливным патрубком 4 и диффузором 7. Гидросмеситель монтируется на приемном резервуаре циркуляционной системы и располагается на расстоянии не более 8—10 м от силоса БПР. 57 Рисунок 9.1- Блок приготовления бурового раствора БПР-70: 1— фильтр; 2— силос; 3 — загрузочная труба; 4—указатель массы материала; 5 - разгрузочное устройство; 6— датчик массы; 7—основание; 8 соединительное звено;9— аэрирующее устройство; 10— гофрированный рукав; 11 — шарнирное соединение;12 — гидросмеситель. Рисунок 9.2- Гидроэжекторный смеситель линия подвода; I — жидкости;II – III порошка; IV— слив. 1— воронка; 2—клапан; 3 — приемная камера; 4 -патрубок; 5 – сменный штуцер; 6— смесительная камера; 7- диффузор. 58 Примечание. Эжекторы для смешивания порошкообразных материалов с водой впервые созданы в 1920 г. (США) Преимущества: высокая производительность; простота конструкции. Недостатки: невысокое качество суспензии: трудность в использовании влажных материалов. Принцип действия блока БПР состоит в следующем Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора. Поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, чем обеспечивают доступ материала в гофрированный шланг. Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как и силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой. БПР-70 оборудован гидравлическим измерителем массы порошкообразного материала ГИВ - М. Техническая характеристика БПР – 70 Число силосов в одном блоке ……………………………………………2 Объем каждого силоса, ……………… ………………………………. 35 Способ загрузки силосов ………………………………..Пневматический Смесительное устройство ………………………………. Гидравлическое Производительность блока при подаче порошкообразных материалов в гидросмесители 59 одновременно из двух силосов, кг/с …………………………………… 10 Габариты, мм ……………………………………..…… 6200х3300х8000 Преимущества: полная механизация погрузо – разгрузочных работ; предотвращение потерь материалов; ускорение процесса приготовления и утяжеления буровых растворов ; возможность закрытого хранения материалов. Недостатки: невозможность использования влажных материалов; низкое качество эжекторного устройства, невозможность использования диспергаторов существующего типа при вводе наполнителей из – за быстрого засорения сопел. Рисунок 9.3- Схема работы блока БПР 1 — силос; 2 — фильтр; З — загрузочная труба; 4 — разгрузочное устройство; 5 - система аэрирования; 6 — аэродорожка; 7— подводящий шланг; 8 — гидросмеситель. Блок приготовления бурового раствора БПР – 40 В рабочее положение телескопические силосы приводят при помощи сжатого воздуха, который под давлением 0,005 МПа подается в верхнюю подвижную часть бункера через загрузочную трубу. Под действием сжатого воздуха подвижная часть силоса перемещается в верхнее крайнее положение и 60 закрепляется фиксаторами. Из рабочего положения в транспортное телескопический силос переводится при помощи лебедки. Принцип работы блока БПР-40 практически не отличается от практически работы БПР-70. Техническая характеристика БПР-40 Полезный объем каждого силоса, ……………………………..........20—25 Максимальное внутреннее давление в силосе, МПа …………………0,05 Наибольшая подача тарельчатого питателя, /ч ......................................28 Мощность электродвигателя питателя, кВт..............................................1,5 Габариты,мм.........................................................................7500х2750х7250 Масса, т .......................................................................................................12 Блок БПР-40 ( рис.9.3) состоит из основания 1, на котором смонтированы два цилиндрических телескопических силоса З, гидравлического смесителя эжекторного типа 4, тарельчатых питателей 2 и пневматического эжектора 7. Нижняя неподвижная и верхняя подвижная части силосов соединены между собой при помощи резинотканевого уплотнения. Подвижная часть силоса оборудована воздушным фильтром 5, предохранительным клапаном, загрузочной трубой 6 и манометром. Подвижная часть силоса в рабочем положении закрепляется специальным фиксатором. На неподвижной части силоса смонтировано разгрузочное устройство, включающее тарельчатый питатель, пневматический эжектор и гидравлический смеситель. Последний можно устанавливать как на площадке блока, так и на емкости циркуляционной системы буровой установки. В последнем случае вместо тарельчатого питателя применяется шиберный затвор с аэратором о верхней его части. Привод тарельчатого питателя осуществляется при помощи электродвигателя с редуктором. Так как тарелка питателя вращается с постоянной частотой, то подача порошкообразного материала в зону смешивания регулируется изменением положения специального ножа, входящего о комплект питателя. 61 Рисунок 9.4- Блок приготовления бурового раствора БПР – 40. Преимущества: полная механизация погрузо – разгрузочных работ; предотвращение потерь материалов; ускорение процесса приготовления и утяжеления буровых растворов ; возможность закрытого хранения материалов. Недостатки: невозможность использования влажных материалов; низкое качество эжекторного устройства, невозможность использования диспергаторов существующего типа при вводе наполнителей из – за быстрого засорения сопел. 9.2 Селективный способ приготовление бурового раствора При большой разбросанности буровых, сложности доставки готового раствора на них (болотистая или сильнопересеченная местность, зимние условия и т.д.), потребности в растворах с различными параметрами целесообразно готовить глинистые растворы непосредственно на буровой. Для этого в настоящее время буровые оснащают блоком приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов. Оборудование, применяемое при приготовлении буровых растворов при селективном способе. Гидравлический диспергатор Принцип действия гидравлического диспергатора основан но том, что при со ударении высокоскоростных встречных струй в камере ограниченного 62 объема возникают кавитационные явления, ультразвук и другие эффекты, интенсифицирующие процессы диспергирования. Обработанные таким способом суспензии или эмульсии в последующем не изменяют своих свойств под влиянием менее мощных диспергирующих эффектов, возникающихся при работе насосов, турбобуров, долот и других механизмов в процессе бурения скважины. Кроме того, происходит дополнительное измельчение глиноматериалов, нефти, битума, в результате чего для получения бурового раствора с одними и теми же показателями этих материалов в химических реагентов (стабилизаторов, эмульгаторов) требуется меньше. Даже при интенсивном перемешивании гидравлическими и механическими перемешивателями буровой раствор длительно проявляет нестабильность своих свойств в результате главным образом нестабильности дисперсного состава суспензии (для глинистых растворов) или эмульсии (для растворов на углеводородной основе). Для ускорения гидратации глины в воде и эмульгирования масла (или воды) в дисперсионной среде используется диспергатор. Последний позволяет при меньшем расходе материалов обеспечить удовлетворительные показатели раствора. Гидравлический диспергатор камерой 2, внутри ДГ-1 (рис. 9.5) состоит из корпуса с которой помещены соосно керамические (металлокерамические, твердосплавные) насадки 3, закрепленные с помощью накидных гаек в посадочных выточках. Сверху камера закрыта глухим фланцем, открывающим доступ для смены насадок. К ней приварены входные и выходной патрубки для подачи и слива бурового раствора. Выходной патрубок 4 позволяет подсоединяться к гидроэжекторному смесителю БПР. На входной трубе 1 устанавливается задвижка высокого давления, манометр и предохранительный клапан на давление до 15 МПа. Техническая характеристика ДГ-1 Рабочее давление, МПа …………………………………………….12—15 Подача по готовому буровому раствору, /Ч …………………….15—20 диаметр насадок, мм …………………………………………9; 11; 13; 16 Масса, кг ………………………………………………………………….76 63 Рисунок 9.5- Гидравлический диспергатор 1-входная труба; 2-камера; 3- насадки; 4- выходной патрубок. Гидравлический диспергатор ДГ – 1 Работа диспергатора возможна по двум схемам (рис. 9.6): диспергирования подготовленной суспензии или эмульсии в режиме в режиме совмещения смешивания и диспергирования компонентов бурового раствора. В первом случае с помощью ВГТР, эжекторногогидросмесителя, перемешивателей и насосов готовится водоглинистая (или водонефтяная) система, которую прокачивают несколько раз через диспергатор при перепаде давления в насадках 11—12 МПа до практической стабилизации реологических показателей. При необходимости систему разжижают. Во втором случае диспергатор, эжекторный смеситель и БПР включаются в работу одновременно. Дисперсионная среда подается насосом в гидравлический диспергатор, выходной патрубок, которого подключен нагнетательному патрубку гидроэжекторного смесителя. При этом в камере диспергатора поддерживается избыточное давление, необходимое для создания вакуума в камере эжекторного смесителя. Материалы, поступающие из силосов БПР в камеру гидроэжекторного смесителя, смешиваются с дисперсионной средой, сливаются в емкость и вновь поступают на прием бурового насоса, Насос подает смесь снова в диспергатор. Далее, поступая в эжекторный смеситель, эта смесь обогащается новой порцией компонентов. Цикл 64 замыкается и повторяется до тех пор, пока все компоненты введут в систему. К моменту окончания ввода компонентов система практически уже стабильна и дальнейшего диспергирования, как правило, не требуется. Рисунок 9.6- Схема работы диспергатора 1 – БПР; 2 – диспергатор; 3 – резервуар; 4,5 – нагнетательный и всасывающий трубопроводы. Гидравлические перемешиватели Отечественная промышленность выпускает гидравлические перемешиватели трех типов: 4УПГ, ПГ и ПГС. Перемешиватели 4УПГ (рис. 9.7) состоит из корпуса 2, вращающегося в тройнике З ствола 4 и закрепленной на консоли ствола насадки 5. Подвижные сочленения выполнены таким образом, что ствол с насадкой имеет возможность поворачиваться в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, обеспечивая тем самым любое направление струи посредством рукоятки 1. 65 Рисунок 9.7- Гидравлический пере – Рисунок 9.8- Гидравлический пере мешиватель 4УПГ мешиватель ПГС Техническая характеристика перемешивателя 4УПГ Рабочее давление, МПа …………………………………………………..4,0 диаметр сменной насадки, мм ………………………………..16; 20; 30; 40; Расход жидкости, л/с ………………………………………………..15 – 90 Габариты, мм ………………………………………………….335х170х2200 Масса, кг …………………………………………………………………..33,5 Раствор подается буровым или центробежным насосом по манифольду в корпус гидравлического перемешивателя, откуда через тройник и ствол поступает к насадке. Здесь поток существенно ускоряется и с высокой скоростью выбрасывается из насадки. Поворачивая ствол за рукоятку, оператор направляет струю бурового раствора в застойные и наиболее отдаленные от приема насоса зоны, тем самым обеспечиваются вовлечение всего объема бурового раствора в циркуляцию, гомогенизация раствора, диспергирование твердой фазы и эмульгирование жидких компонентов при приготовлении эмульсионных растворов. Принцип работы перемешивателя ПГ такой же, как и 4УПГ, однако перемешиватель ПГ позволяет фиксировать с помощью двух пальцев положение монитора по отношению к корпусу и корпуса по отношению к приемному патрубку. Для этой цели к приемному патрубку и к корпусу 66 приварены диски с отверстиями. Угольник монитора и приемный патрубок фиксируют в корпусе от осевого перемещения при помощи шариков, которые выполняют также роль подшипников качения. В связи с тем, что основные детали перемешивателя литые, масса его в 1,5 раза меньше массы перемешивателя 4УПГ. Техническая характеристика перемешиватели ПГ Наибольшее рабочее давление, МПа …………………………………….6,0 диаметр сменной насадки, мм ………………………………...20; 25; 30; 40 Габариты, мм ………………………………………………….273х160х2000 Масса, кг ……………………………………………………………………238 Гидравлический самовращающийся перемешиватель ПГС (рис 9.8) перемешивает жидкость без вмешательства оператора. Он состоит из приемного патрубка 1, ствола 2, крестовины б, двух колен 7 с резьбовыми ниппелями, сменных насадок 4, закрепляемых с помощью накидных гаек З. Сочленение ствола с приемным патрубком осуществляется при помощи специального шарикового подшипника. Крестовина присоединяется к нижней части ствола при помощи резьбы. Два конца крестовины заглушены пробками 5, а к двум другим (противолежащим) подсоединены колена с насадками. Техническая характеристика ПГС Наибольшее рабочее давление, МПа …………………………………….4,0 диаметр, мм: сменных насадок ………………………………………………..20; 25; 30; 40 окружности, описываемой вращающимися коленами …………………480 Высота, мм ……………………………………………………………….1777 Масса, кг ………………………………………………..………………...…38 Буровой раствор, нагнетаемый насосом в ствол перемешивателя, с большой скоростью вытекает из насадок в противоположных направлениях. Возникающая при этом реактивная пара сил заставляет вращаться крестовину 67 в подшипнике, в результате чего изменяется направление действия струи с некоторой постоянной скоростью, зависящей от рабочего давления, развиваемого насосом, и реологических свойств бурового раствора. Крестовина вращается против часовой стрелки. Основной недостаток перемешивателя типа ПГС — направление действия струи бурового раствора изменяется только в одной плоскости. Механические перемешиватели Для циркуляционных систем буровых установок отечественной промышленностью выпускаются механические перемешиватели ПМ, П , П , П ,П. Механический перемешиватель ПМ (рис. 9.9) состоит из мотор-редуктора 1, который крепится болтами к опоре 2, установленной на сварной раме 3, промежуточного вала 4, закрепленного на валу мотор-редуктора при помощи пальцевой муфты, Промежуточный нал лопастного вала 5 и перемешивающего органа 6. установлен в двух шариковых подшипниках, расположенных в верхнем и нижнем концах цилиндрического корпуса, прикрепленного жестко к раме 3. воздействий и загрязнения Подшипники защищены от внешних кожухом, который приварен к фланцу промежуточного вала и вращается вместе с ним. Сварная рама ПМ устанавливается на верхней площадке емкости циркуляционной системы так, что зазор между лопастями и дном емкости составляет не менее 90 мм. На каждую емкость (или отдельный отсек) циркуляционной системы устанавливают, как правило, два механических перемешиватели. На ПМ1 установлен взрывозащищенный электродвигатель, а ПМ2 отличается от описанного отсутствием цилиндрической опоры и пальцевой муфты. В настоящее время налажено серийное производство наиболее совершенных механических перемешивателей П и П 2 (рис. 9.9 и рис 9.10). Главным преимуществом их является то, что они оснащены комбинированным 68 турбинно-пропеллерным перемешивающим органом, позволяющим значительно повысить эффективность перемешивания буровых растворов. Кроме того, их конструкция упрощена, а вместо дефицитного мотор-редуктора МП02-15В-5,5/45,5. Используются редукторы массового производства. Техническая характеристика перемешивателя ПМ Частота вращения вала с лопастями, об/мин ………………………….45,5 диаметр перемешивающего органа, мм…………………………...……..950 Число лопастей мешалки …………………………..…………………….. 6 Высота лопастей мешалки, мм ……………………………………………60 Приводперемешивателя …………………………………….Мотор-редуктор Тип электродвигателя ……………………………………………..АО-42-4 Мощность электродвигателя, ……………………………………….. кВт 5,5 Габариты, мм…………………………………………………1430х 950х 3262 Масса, кг ………………….………………………………………………...477 Рисунок 9.9- Механический перемешиватель ПМ 69 Механический перемешиватель с комбинированным перемешивающим органом создает в буровом растворе перекрестные потоки сразу в нескольких плоскостях, в результате чего обеспечивается интенсивное перемешивание бурового раствора, предупреждается выпадение утяжелителя на дно емкостей, исключаются застойные зоны в буровом растворе. Техническая характеристика перемешивателей Тип перемешивателя ……………………………………………..ПЛ1 ПЛ2 Мощность привода, кВт ……………………………………………..5,5 3,0 Частота вращения крыльчатки, об/с ……………………………….2,2 0,75 диаметр крыльчатки, мм …………………………………………..700 1240 Тип мешалки ……………………………………...Турбинно-пропеллерная Число лопастей ………………………………………….………….3х4, 6Х6 Габариты, мм ……………………………..700х1320х2700 1240х1320х2700 Рисунок 9.10-. Механический перемешиватель с турбино – пропеллерной мешалкой Фрезерно-струйная мельница ФСМ-7 Фрезерно-струйная мельница ФСМ-7 (рис.9.11) представляет собой металлическую емкость, разделенную перегородкой на две части: приемный бункер 10 и метательную камеру с лопастным ротором 2. Глина или глинопорошок загружается в бункер, куда через перфорированную трубу 12 70 подается вода. Лопастной ротор 2 захватывает лопастями-фрезами 7 глину, измельчает и выбрасывает ее вместе с водой на рифленую плиту 1, где происходит интенсивное диспергирование глины. Не успевшие продиспергироваться глинистые комочки стекают в ловушку 17, откуда вновь попадают под лопасти-фрезы. Готовый раствор переливается через отверстия выходной решетки 6 в желоб и оттуда — в циркуляционную систему или запасные емкости. Фрезерно-струйная мельница может быть использована также для утяжеления буровых растворов. В этом случае в ФСМ вместо воды подается циркулирующий буровой раствор. К недостаткам ФСМ относится низкая механизация загрузочных работ и относительно низкая дисперсность частиц при однократном пропускании материала. Более эффективен сконструированный на базе ФСМ агрегат АППЖ-4, обеспечивающий лучшеё диспергирование материала. Этот агрегат оборудован специальной камерой, в которую нагнетается суспензия, образовавшаяся в ФСМ. Вытекая из сопла струйной камеры со скоростью 20 м/с, суспензия разбивается о двухрядную броневую решетку, дополнительно диспергируется и через Рисунок 9.11- Фрезерно – стуруйная мельница ФСМ – 7: 71 1 – рифленая плита; 2 – лопатной ротор; 3 – горизонтальный вал; 4 – лоток; 5 отражательный щиток; 6 – выходная решетка; 7 – лопасть; 8 – борта; 9 и 13 – шарниры; 10 – приемный бункер; 11 – подвижной щиток; 12 – перфорированная труба; 14 – предохранительная плита; 15 – сменные штифты; 16 – регулирущая планка; 17 ловушка; 18 – резиновая прокладка; 19 – откидная крышка; 20 – механизм для открытия крышки ловушки; 21 – рама. Преимущества: высокая производительность приготовления исходной суспензии, обработке и утяжелении растворов, частичная механизация загрузки материалов ( по транспортеру), который загружается погрузчиком через дозатор и потребление в 3 – 5 раз меньше электроэнергии, чем гидромешалкой. Недостатки: низкое качество суспензии после одного цикла циркуляции ( (ФСМ – резервуар) из – за неполного диспергирования частиц глины, для повышения которого в схему циркуляции необходимо включать диспергатор, трудность равномерной дозировки материалов и химреагентов, снижение производительности при высокой плотности растворов. Гидравлическая мешалка ГДМ – 1 Гидравлическая мешалка (гидроворонка) ГДМ-1 (рис. 9.12) состоит из воронки загрузки порошкообразных материалов 1, камеры смещения 4 с насадкой 5, бака 2 и общей рамы З. К смесительной камере подводится вода или буровой раствор под давлением 2— 6 МПа. Работая по принципу водяного вакуумного насоса, струя жидкости, выбрасываемая из сопла, создает вакуум, под действием которого из загрузочной воронки засасываются порошкообразные материалы. Струя жидкости с порошком попадает в бак и после удара о башмак, находящийся вблизи дна, начинает вращаться и по спирали поднимается вверх. На всем пути частицы глины диспергируются. Полученная суспензия поступает в приемную или запасную емкость. Производительность мешалки до. 70 /Ч. С помощью гидроворонки легко проводить химическую обработку буровых растворов порошкообразными реагентами. 72 Рисунок 9.12- Гидравлическая мешалка ГДМ – 1 Преимущества: высокое качество приготовляемых растворов, простота конструкции. Недостатки: низкая производительность, отсутствие механизированной загрузки химических реагентов. 9.3 Обработка и восстановления свойств бурового раствора в условиях буровой Для обработки буровых растворов на буровых и контроля за его показателями предусмотрен комплект приборов и устройств КЛР-1 (комплект лаборанта), выпускаемый Бакинским приборостроительным заводом. В КЛР-1 входят следующие приборы и измерительные устройства: весы рычажные— плотномер ВРП-1; термометр ТБР-1; прибор для измерения газосодержания ПГР-1; фильтр-пресс ФЛР – 1; вискозиметр для определения условной вязкости ВБР-1; вискозиметр ротационный ВСН – 3; отстойник 074-2; секундомер, а также пробоотборники. Важный объект внимания технологов по бурению скважин— система циркуляции бурового раствора. Показатели циркуляции (расход, давление и его изменение), объем циркулирующего раствора и его колебания, изменение плотности бурового раствора часто являются прямыми показателями эффективности и безопасности ведения буровых работ. 73 Систематический контроль и измерение таких показателей, как показатель фильтрации, вязкость, плотность, СНС, концентрация газа, рН с обязательной записью в журнале позволяют судить об изменениях свойств буровых растворов во времени и принимать необходимые меры по химической обработке бурового раствора или разрабатывать и внедрять мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями процесса бурения. В журналы необходимо также вносить данные о начале и конце химической обработки, объем циркулирующего раствора, расход реагентов (в т или м3), объем вводимой жидкости разбавления, массу вводимой глины, утяжелителей, наполнителей, солей и других компонентов. для обеспечения Достаточно полного контроля Показателей уровню раствора в процессе бурения и своевременного Предупреждения возникающих осложнений необходимо соблюдать определенную частоту измерений (табл. 9.1). Таблица 9.1- Частота измерений показателей буровых растворов Показатели Частота измерений при: Неосложненном Бурении в Начавшихся бурении осложненных осложнениях условиях Плотность Через 1 ч Через 0,5 ч Через 0,5 ч Показатель 1 – 2 раза за смену Через 2 ч Через 1 ч 1 – 2 раза за смену Через 1 ч Через 0,5 ч Через 2 ч Через 1ч Через 1 ч 1 – 2 раза за смену Через 2 ч Через 0,5 ч фильтрации Условная вязкость СНС Концентрация газа рН Химическая обработка бурового раствора обеспечивает получение раствора определенных качеств согласно геолого-техническому наряду. Обработка раствора способствует: снижению водоотдачи и уменьшению толщины глинистой корки; получению минимального значения статического 74 напряжения сдвига; понижению вязкости; лучшему закреплению неустойчивых пород; предотвращению потерь циркуляции или снижению ее; сохранению глинизирующей способности раствора при разбуривании соленосных и гипсоносных толщ; утяжелению раствора и сохранению при этом его подвижности; противодействию влиянию высоких температур; сохранению чистоты ствола скважины. 10 Очистка бурового раствора Технология очистки неутяжеленного бурового раствора по трехступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку – пескоотделение и илоотделение – на гидроциклонных установках. Методом ступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,05 мм. При бурении скважин на территориях, для которых установлен специальный режим хозяйствования, применяется безамбарная система очистки бурового раствора. Она включает высокоскоростные сита и эффективные центрифуги с блоком химического усиления, где раствор дополнительно обрабатывается специальными реагентами (коагулянтами, флокулянтами), а затем поступает на центрифугу, где разделяется на твердую фазу и осветленную воду, которая поступает в специальную емкость в блоке химического усиления, а оттуда в активную емкость. Используемые коагулянты и флокулянты, обеспечивающие осветление бурового раствора на центрифуге, должны быть нетоксичными и иметь установленные значения ПДК или ОБУВ. Выбуренная порода или шлам с вибросит, пульпа с пескоотделителей и кек с центрифуг шнековым транспортером подаются в шламонакопитель, оттуда вывозятся по мере накопления в специально отведенное место. Возможен вариант складирования шлама на специальной площадке, откуда он вывозится для захоронения. 75 При бурении скважины все стоки (конденсат, утечки и т.д.) стекают под устьевое оборудование и оттуда перекачиваются в емкости для очистки с последующим использованием в системе оборотного водоснабжения, избыток вывозится. При безамбарном бурении буровая площадка выполнена без шламового амбара и буровой раствор при промывке скважины в процессе осветления откачивается в специальные емкости для последующего использования, либо утилизируется. 10.1 Способы выбуренной породы и механизмы очистки бурового раствора от В связи с тем, что поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги .Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые Позволяют повысить эффективность работы очистных устройств Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращение расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложнености ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды. 1 Задачи очистки раствора от выбуренной породы Удаление вредных примесей из буровых растворов имеет большое значение, так как чистота раствора во многом определяет качество бурения. Очистка бурового раствора восстанавливает его базовые технологические 76 свойства. Она заключается в ступенчатом удалении элементов выбуренной породы. Очистка бурового раствора от шлама производится с использованием различных механических средств: шламоотделителей гидроциклонного типа, вибрационных сит, центрифуг и сепараторов. На предварительной стадии, если условия бурения особенно неблагоприятны, рекомендуется использовать реагенты для буровых растворов, называемые флокулянтами. Эти вещества способны объединять мелкую взвесь в крупные хлопьевидные образования, которые впоследствии без труда удаляются любыми механическими устройствами. Комплекс очистного оборудования - сложная и дорогостоящая система. Однако прибыль от её применения значительно превышает расходы на эксплуатацию благодаря оптимизации скоростей бурения, уменьшения вредного воздействия на окружающую среду и снижения общей усложнённости ствола. Производство буровых растворов выполняется на разных типах оборудования, выбор которого осуществляется исходя из частных условий. Такой подход позволяет сократить финансовые и временные затраты. Аппарат, очищающий буровой раствор от шлама, выбирается таким образом, чтобы его пропускная способность была выше предельной производительности системы промывки скважины. Работа центрифуги при этом не учитывается. Циркуляционная система составляется из отдельных блоков, расположенных в строго определённом порядке. Приготовление буровых растворов осуществляется согласно технологической последовательности: скважина - блок газового сепаратора - аппарат удаления шлама - дегазатор сепараторы тонкой очистки - устройство оценки и оптимизации доли содержащихся в растворе твёрдых частиц. При необходимости некоторые стадии могут быть исключены из процесса. Например, дегазация не требуется, если буровой раствор не содержит газа, а не утяжелённый состав не нуждается в центрифужной обработке. 77 Иначе говоря, каждый блок бурового оборудования узко- специализирован и может быть универсальным прибором для определенных условий бурения. Поэтому выбор технологии и аппаратного обеспечения очистки буровых растворов должен осуществляться индивидуально для конкретной скважины. А для эффективности и высокой рентабельности созданной следует в полной степени ознакомиться с техническими возможностями и предназначением каждого блока. При выборе оборудования для очистки буровых растворов учитывают многообразие конкретных условий. В противном случае возможны дополнительные затраты средств и времени. Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную произ- водительность промывки скважины (исключая центрифугу). В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по 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). Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), т.е. каждое оборудование предназначено для вы¬полнения определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы глинопорошка различных изменяется от размеров. единицы Размер частиц бентонитового до десятков микрометров, порошкообразного барита от 5—10 до 75 мкм, шлама от 10 мкм до 25 мм. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются 78 в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора. При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы «Свако», двухъярусное вибросито фирмы «Бароид» и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 — 80 %; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более. Более глубокая очистка от шлама сопряжена с применением очень сложных аппаратов высокопроизводительных центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц. Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь более 74 мкм. Частицы шлама размером от 5— 10 до 75 — 90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более глубоко дисперсное состояние (например, 79 путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей. Способы очистки бурового раствора от выбуренной породы 1 Одноступенчатый способ очистки Одноступенчатый способ очистки включает в себя блок грубой очистки – вибросито. Оно удаляет большие частицы выбуренной породы из бурового раствора. Используется для удаления частиц размером более 1мк. 2 Двухступенчатый способ очистки Двухступенчатый способ включает в себя блок грубой очистки (вибросито) и блок тонкой очистки ( песко- и илоотделители). Используется для удаления частиц размером более 1км и частиц размером более 25мкм. 3 Многоступенчатые способы очистки 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. В настоящее время существует четырехступенчатая система очистки «вибросито – пескоотделитель – илоотделитель – центрифуга», на каждой ступени которой буровой раствор может быть очищен до определенного размера частиц. На рис. показана схема системы очистки с неполным комплектом оборудования, включающего два вибросита, один спаренный пескоотделитель, илоотделитель и две центрифуги. 80 Рисунок 10.1-Схема системы очистки с неполным комплектом оборудования (два вибросита) на примере БУ 3000 ЭУК-1М: 1 – шламовый насос; 2 – вибросито; 3 – пескоотделитель (спарка); 4 – илоотделитель; 5 – шнековый транспортер; 6 – центрифуга; 7 – осевой насос; 8 – дегазатор. Буровой раствор с устья скважины по желобу попадает на вибросита, где происходит его грубая очистка до частиц размером 143 мкм. Затем шламовыми насосами раствор подается на пескоотделитель и очищается до частиц размером 40 мкм, далее он поступает в илоотделитель, где происходит очистка до 12 мкм. Затем при помощи осевого насоса буровой раствор направляется на центрифугу, очищается до 2 мкм, и уже окончательно очищенный забирается буровыми насосами и подается в скважину. Допускается слив раствора в любую активную емкость, порядок пользования емкостями может быть изменен. 10.2 Циркуляционная система буровых установок Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос — забой скважины — насос. Многократная замкнутая циркуляция 81 дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых растворов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты. Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно-измерительные приборы и др. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание. В целом циркуляционная система состоит из ряда емкостей и механизмов, соединенных между собой соответствующими трубопроводами. Циркуляционная система начинается от отводной линии превентора, на которой установлен блок дросселирования. С блока дросселирования промывочная жидкость поступает в шламоотделитель, где она отделяется от твердой фракции. Часть ПЖ направляется в блок пробоотборника, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы промывочная жидкость попадает в сепаратор, в котором происходит разделение газа и жидкости. Газ через регулятор давления поступает на факельную линию или в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Давление в системе "шламоотделитель - сепаратор приемная емкость" составляет от 0,1 до 0,3 МПа, что обеспечивает последующую подачу ПЖ на вход бурового насоса. 82 10.3 Механизмы для очистки бурового раствора от выбуренной породы 1 Вибросита Вибрационные сита, предназначенные для нефтяной промышленности, применяются для очистки бурового раствора от выбуренной породы (шлама). Кроме того, существуют специальные применения вибрационных сит, такие как восстановления кольматирующих добавок, утяжелителя бурового раствора и др. Классически, вибрационные сита являются первой ступенью очистки бурового раствора, находясь в самом начале технологической цепочки системы очистки бурового раствора (перед гидроциклонами (пескоотделителями и илоотделителями) и центрифугами); тем не менее, в некоторых случаях перед виброситами могут быть установлены сито-конвейеры, представляющие собой ленточные конвейеры с т.н. бесконечной цепью или бесконечной сеткой. Система очистки бурового раствора, таким образом, может состоять из различного набора технологического оборудования. При этом каждая последующая ступень очистки удаляет выбуренную породу меньшей фракции, чем предыдущая. Степень очистки каждой конкретной ступени зависит от большого количества факторов, но в среднем можно говорить о следующих т.н. «точках отсечки», англ. “cut point” (среднем размере удаляемых частиц выбуренной породы): вибрационное сито — очистка до 75 мкм, гидроциклон пескоотделителя — 45 мкм, гидроциклон илоотделителя — 25 мкм, центрифуга — 5-10 мкм. При этом технологического нужно учитывать, оборудования что точка подчиняется отсечки конкретного закону нормального распределения, т.е. утверждение, что, например, пескоотделитель имеет точку отсечки — 45 микрон, может означать в том числе, что незначительное количество более крупных, чем 45 мкм, частиц могло пройти дальше по системе, не будучи отделенным от бурового раствора. 83 Рисунок 10.2- Вибросито Вибрационное сито (рис 10.2), чаще всего, рассматривается как основное оборудование очистки, а в некоторых случаях может являться единственным оборудованием очистки на буровой. Количество применяемых вибросит зависит от производительности буровых насосов и пропускной способности применяемой модели вибросита, что в свою очередь напрямую зависит от применяемых на сите сеток (их конструкции, типа плетения и размера ячеек). Обеспечение правильной эксплуатации и обслуживания вибрационного сита является главным залогом качественной очистки бурового раствора и, как следствие, экономии на проведении буровых работ. Основные компоненты вибрационного сита Конструкция вибрационных сит При выборе вибрационного сита обычно руководствуются несколькими основными его параметрами: Высота перелива сита (расстояние по вертикали от основания сита до места где раствор, покидая приёмную ёмкость, выливается на сетку), Ситовая площадь (при этом не учитывается реальная площадь просеивания, которая зависит от конструкции сетки), Сила колебаний (перегрузка на виброраме). Классически измеряется в G (ускорение свободного падения). Например: «сила колебаний — 5G». Принцип работы вибрационных сит Буровой раствор поступает от устья скважины буровой по открытому или закрытому жёлобу к батарее вибросит (или к одному виброситу). Раствор 84 входит в приёмную (питающую) ёмкость, в которой снижается его скорость. Это необходимо для предотвращения преждевременного износа сетки от удара тяжёлого бурового раствора или больших кусков бурового шлама об неё. Большинство вибросит имеет в своей конструкции так или иначе выполненный распределитель потока; его назначение — равномерно и с малой скоростью подать буровой раствор на сетку. Вибрационная рама (виброрама) сита приводится в уравновешенные колебания при помощи вибродвигателей (вибраторов, вибромоторов). Основание вибрационного сита обычно жёстко закреплено на блоке очистки бурового раствора, колеблется только виброрама с установленными на неё сетками, гашение колебаний осуществляется за счёт применения пружин. После попадания бурового раствора на сетку за счёт естественного просачивания через ячейки сетки и под действием силы колебания виброрамы раствор начинает проходить через сетку, оставляя крупные частицы выбуренной породы на её поверхности. Под действием колебаний шлам начинает транспортироваться по поверхности сетки к концу вибросита. Шлам сбрасывается с конца вибросита в шламовый контейнер, шнек, амбар или иначе организованный приёмник буровых отходов. Очищенный буровой раствор, проходя через сетку, попадает в основание вибрационного сита и сливается в ёмкость блока очистки (один из технологических отсеков ёмкости, пескоотстойник), откуда самотёком через систему переливов (перетоков) или при помощи насосов подаётся на последующее оборудование очистки или в т.н. активную ёмкость бурового раствора. Классификация вибрационных сит По типу устанавливаемых сеток: вибрационные сита делятся на сита под натяжную сетку и сита под каркасную (преднатянутую) сетку. К началу двухтысячных годов многие производители вибрационных сит стали производить свои аппараты «под каркасные сетки», т.к. у таких сит есть 85 три основных преимущества, по сравнению с ситами «под натяжные сетки»: равномерное распределение раствора (и как следствие — увеличение просеивающей поверхности сетки или сеток), заводское натяжение сетки (т.е. исключение «человеческого фактора» при её установке, когда оператор мог перетянуть или недотянуть сетку) и простота установки. Вибросита могут отличаться по количеству уровней очистки или дек. Различные конструкции вибросит используются для различных случаев применения. Самыми распространенными типами сит являются одноуровневые сита. Основное преимущество сит такой конструкции: наглядность процесса очистки на сите и удобный контроль износа сетки. Двухуровневые сита чаще всего применяются для того, чтобы увеличить площадь просеивания бурового раствора, не увеличивая площадь, занимаемую технологическим оборудованием. Трехуровневые сита могут применяться как для увеличения площади просеивания, так и для восстановления кольматирующих добавок в буровой раствор. При таком восстановлении обычно на верхнем (первом) уровне очистки происходит грубая очистка бурового раствора, на среднем (втором) уровне происходит восстановление кольматанта с его возвратом в активную растворную систему, на нижнем (третьем) уровне происходит т.н. тонкая очистка бурового раствора. При таком стиле работы, естественно, на всех трех уровнях устанавливаются сетки разного размера. По типу колебаний (В порядке внедрения в отрасли): С несбалансированно-эллиптическими колебаниями, С круговыми колебаниями, С линейными колебаниями, Со сбалансировано-эллиптическими колебаниями, С прогрессивно-эллиптическими колебаниями. Обычно перечисленные типы колебаний получают следующими способами: Несбалансированно-эллиптические — установкой одного вибродвигателя вне центра тяжести вибрационной рамы, 86 Круговые колебания — установка одного вибродвигателя в центре тяжести вибрационной рамы. При этом получаются равномерные гармоничные колебания (круговые) во всех точках виброрамы (по всей ситовой поверхности), Линейные колебания: а) установкой двух вибродвигателей, вращающихся в разные стороны наверху на виброраме. При этом считается, что ось, проходящая между вибродвигателями, должна проходить через центр тяжести для получения равномерных гармоничных колебаний (линейных) во всех точках виброрамы (по всей ситовой поверхности); б) установкой двух вибродвигателей, вращающихся в разные стороны по бокам от виброрамы и наклоненных в одной плоскости; Со сбалансировано-эллиптическими колебаниями. Такой тип колебаний можно получить тремя основными способами. Самые распространенные из них: а) вибраторы устанавливаются по бокам от виброрамы, вращаются в разных направлениях (см. рекомендации производителя по электрическому подключению и направлению вращения вибраторов) и наклонены в двух плоскостях, б) запатентованный компанией M-I SWACO (вибросито Mongoose PT) подход использования третьего вибродвигателя. При этом два вибратора задействованы, когда требуется получить линейный тип колебаний, а третий включается в работу, когда необходимо получить сбалансировано- эллиптический тип колебаний виброрамы; С прогрессивно-эллиптическими колебаниями. Тип колебаний, применяемый на вибросите, влияет на качество просеивания, скорость транспортировки (выноса) шлама, скорость износа ситовой поверхности и степень деградации бурового шлама на сетке (степень «разбивания» шлама о сетку вследствие воздействия на него перегрузки). Проведенные в 1980-х годах исследования буровой компании AMOCO показали наличие как положительного, так и отрицательного эффекта от применения обоих самых распространенных в отрасли типов колебаний 87 (линейных и сбалансированно-эллиптических). Принято считать, что при линейном типе колебаний пропускная способности сита по раствору (просачивание) и по шламу (скорость выноса) — высокие. При этом сбалансировано-эллиптические колебания позволяют лучше осушать шлам, меньше влияют на его разбивание на сетке и приводят к увеличению срока службы сетки (по некоторым оценкам на 10-15%). Сетки вибросит.Сепарационная способность сеток В нефтяной промышленности (как и некоторых других) применяется термин «число меш». Число меш — количество ячеек сетки на линейный дюйм (Версия определения: количество нитей плетения на линейный дюйм сетки). Следовательно, чем выше число меш, тем более лучшую очистку такая сетка будет обеспечивать. Различными производителями используются разные ряды типоразмеров сеток вибрационных сит, тем не менее, некоторые типоразмеры у разных производителей иногда совпадают или очень близки по значению. Пример ряда типоразмеров сеток: 10, 20, 30, 38, 50, 70, 84, 105, 120, 165, 200, 230, 270, 325, 400, 500. Чаще всего из приведенного ряда применяются сетки с числом меш от 38 до 230. У различных производителей и организаций в ходу есть таблицы перевода числа меш в микроны ячейки сетки. Следует знать, что любые попытки подобного пересчёта приводят к получению большой погрешности (часто неизвестна толщина проволоки плетения) и не могут становиться показателями реальной сепарационной способности. Маркировка сеток. Большинство крупных производителей сеток для вибрационных сит являются американскими компаниями и в вопросах маркировки сеток должны подчиняться действующим стандартам Американского Нефтяного Института (API). Речь в частности идёт о стандарте API RP13C. Маркировка в соответствии с этим стандартом осуществляется по результатам проведения стандартизированного теста. Среди прочих указанных данных на такой табличке: Параметр d100 сепарационной способности в микронах. Можно определить как размер самой крупной ячейки на сетке. 88 Число API (число меш т.н. лабораторной сетки, сепарационная способность которой схожа с сепарационной способностью тестируемой сетки), Проводимость (англ. conductance) (способность пропускать жидкость). Тест на проводимость проводится на реальной сетке. В тесте оценивается её способность пропускать жидкий глицерин. Рабочая площадь (англ. non-blanked area) (т.е. площадь сетки реально участвующая в процессе сепарации или, другими словами, площадь, не задействованная под раму сетки, проклейку и рёбра жесткости). Следует отметить, что результаты данного теста признаются далеко не всеми производителями и операторами. Большинство предпочитают использовать обозначение числа меш от производителя, которое чаще всего расходится с числом меш по API. Для удобства операторов производители часто маркируют сетки как по стандарту, так и своими числами и обозначениями. Интересные факты Первые вибросита начали производиться в США в 20-х годах 20-го века. Изначально в нефтяной промышленности параллельно развивалось два направления осуществления грубой очистки бурового раствора: вибрационные сита и барабанные сепараторы (shale separators). Но, от последних быстро отказались, как от тупиковой ветви развития. Термин shale shaker (от англ. вибрационное сито) впервые был применён в 1938 компанией Jeffery Manufacturing Co. Причём, это было названием конкретной модели устройства. Позже, все в отрасли начали применять этот термин по отношению к своим изделиям. 2 Гидроциклоны Гидроциклон – технологический аппарат, предназначенный для выделения из потока обрабатываемой жидкости частиц твердой фазы заданного размера и плотности. Конструктивно гидроциклон представляет собой емкостной аппарат, состоящий из центральной части - цилиндрической формы и конического днища. 89 В центральной части гидроциклона расположен патрубок входа жидкости с тангенциальным вводом и штуцер выхода осветленной жидкости, а в нижней, штуцер отвода осадка (выделенных в ходе процесса частиц твердой фазы). Действующей центробежная сила, силой процесса возникающая в гидроциклонирования потоке жидкости является подаваемой в гидроциклон через патрубок с тангенциальным вводом. Под воздействием центробежных сил из потока выделяются частицы заданного размера и плотности и отводятся вниз гидроциклона в его коническую часть, из которой поступают в сборочный бункер. Скорость осаждения частиц твердой фазы под воздействием центробежных сил из потока осветляемой жидкости в гидроциклоне на несколько порядков выше скорости осаждения аналогичных частиц при гравитационном осаждении в аппаратах типа отстойников. Этим обусловлена крайне высокая эффективность и производительность гидроциклонов в сравнении с аппаратами гравитационного осаждения (отстойники и т.п.) с единицы занимаемой площади. Рисунок 10.3- Гидроциклон Основные преимущества гидроциклонов (рис 10.3). К основным преимуществам гидроциклонов можно отнести: -высокую удельную производительность по обрабатываемой суспензии; 90 -сравнительно низкие расходы на строительство и эксплуатацию установок; -отсутствие вращающихся механизмов, предназначенных для генерирования центробежной силы; центробежное поле создается за счет тангенциального ввода сточной воды; -возможность создания компактных автоматизированных установок. Характеристики гидроциклонов диаметр цилиндрической части — до 2000мм угол конуса — от 5° до 180°, в основном применяются с 20° эквивалентный диаметр питающего отверстия — до 420мм диаметр сливового отверстия — до 520мм диаметр пескового отверстия — до 500мм давление на воде — до 4,5кг/см² крупность слива — до 300мкм габаритные размеры: длина — до 3400 мм, ширина — до 3500 мм, высота — до производительность — до 2100м³/час масса — до 11 500кг Применение гидроциклонов разделение по крупности в водной среде измельченных руд и других материалов в процессе классификации обогащение мелко- и среднезернистых руд в тяжелых суспензиях обезвоживание продуктов обогащения рудных и других полезных ископаемых дешламация продуктов обогащения рудных и других полезных ископаемых Рабочие инструменты гидроциклонов: - цилиндрично — конический сосуд; - питающая насадка; - песковая насадка; - сливной патрубок; - сливная труба. Классификация гидроциклонов: 91 - цилиндроконические гидроциклоны; - батарейные гидроциклоны; - стандартные гидроциклоны. Батарейные гидроциклоны Батарейные гидроциклоны применяются при обогащении руд полезных ископаемых для классификации в водной среде по крупности тонкодисперсных твердых материалов в центробежном поле, создаваемом в результате вращения пульпы. Исходная пульпа подается в гидроциклон под давлением через питающую насадку, установленную тангенциально, непосредственно под крышкой корпуса. Пески разгружаются через нижнюю песковую насадку; слив проходит через внутренний сливной патрубок, расположенный в центре крышки, и далее выводится по сливной трубе. Применение гидроциклонов в металлургическом производстве позволяет значительно снизить энергозатраты и уменьшить износ мельниц за счет снижения процесса переизмельчения частиц руды. Батарейные гидроциклоны нашли практическое применение в угольной промышленности и нефтедобычи, в пищевой, целлюлозно-бумажной отраслях, в системах водоподготовки. Они используются во многих технологических циклах, в качестве сгустителей, осветлителей, классификаторов. Замена существующих классификаторов на гидроциклонные установки в условиях действующего производства, позволяет высвободить до 50 % производственных площадей участков классификации. Особенности оборудования: - Двухуровневая система защиты от засорения - Возможность эксплуатации установок за счет гидростатического напора, без использования центробежных насосов и дополнительных ёмкостей - Малые габариты и вес, позволяющие разместить необходимое количество аппаратов на существующих производственных площадях - Использование полиуретанов при изготовлении быстроизнашиваемых частей позволяет увеличить срок службы песковых насадок до двух с половиной лет, 92 корпусов и сливных насадок — до четырех-пяти лет, что существенно сокращает затраты на ремонт и обслуживание - Технологическая схема подключения, конструкция и режим работы рассчитываются индивидуально. Преимущества: Стойкость материалов, применяемых для изготовления аппаратов, позволяет увеличить ресурс оборудования в 5-9 раз по сравнению с гидроциклонами, выполненными из износоустойчивого чугуна; Устойчивая работа гидроциклонов в широком диапазоне изменения входных параметров позволяет максимально упростить алгоритм автоматизированного управления; К каждому аппарату прилагается блок-схема управления процессом, которая позволяет составить программу контроля, адаптированную под уже существующую информационно-управляющую систему технологическим процессом. Рисунок 10.4 - Сепаратор 3.Сепараторы 93 Они предназначены для разделения газожидкостного потока и очистки газа от капельной, аэрозольной, пленочной, мелкодисперсной влаги и механических примесей, не имеют фильтрующих сменных элементов, трущихся и вращающихся частей. Сепараторы (рис 10.4) условно подразделяются по области применения: нефтегазовый сепаратор — предназначен для разделения нефтегазового (газоконденсатного) потоков и очистки газа, отличается высоким содержанием жидкостной фракции; газовый сепаратор — предназначен для разделения газожидкостного потока и очистки газа, отличается высоким содержанием газовой фракции (природный и попутный газы, различные технологические газы, сжатый воздух, газовый и (или) воздушный потоки при атмосферном давлении); трехфазный сепаратор предназначен для разделения газожидкостного потока, очистки газа, разделения жидкостной фракции по плотности на легкую и тяжелую и очистки жидкостной фракции от механических примесей; по требованиям технической безопасности при проектировании, производстве и эксплуатации: подлежащие регистрации в органах Ростехнадзора — сепараторы, у которых произведение объема сосуда (в л) на давление в нем (в ати) превышает цифру 10 000, для сосудов 1 группы — 500; не подлежащие регистрации в органах Ростехнадзора, но проектируемые, изготавливаемые и эксплуатируемые в полном соответствии с требованиями ПБ 03-576-03 «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов , работающих под давлением» — сепараторы, у которых произведение объема сосуда (в л) на давление в нем (в атм) находится в пределах между цифрами 10 000 и 200, для сосудов 1 группы — 500 и 200; не подлежащие освидетельствованию органами Ростехнадзора, на которые не распространяются требования ПБ 03-576-03 — сепараторы у которых произведение объема сосуда (в м³) на давление в нем (в атм) не превышает цифры 200 и сепаратор имеет вместимость не более 25 л. 94 В стандартном исполнении сепараторы комплектуются предохранительным клапаном, ответными фланцами. В дополнительной комплектации сепараторы могут быть оборудованы автоматикой слива предусматривающей датчики верхнего и нижнего уровней жидкости и электромагнитный сливной клапан, автоматикой слива предусматривающей дополнительную установку датчиков верхнего и нижнего критического уровней жидкости, манометром , датчиком температуры, обогревом и утеплением. Нефтегазовые сепараторы Нефтегазовые сепараторы предназначены для сепарации (разделения) газонефтяного (газоконденсатного) потока, дегазации жидкой (нефтяной, газоконденсатной) фазы, первичной очистки газового потока. Нефтегазовый сепаратор отличается тем, что рассчитан на высокую концентрацию жидкостного потока и незначительную газового потока. Сепаратор отличается тем, что рассчитан на высокую концентрацию жидкостного потока и незначительную газового потока. Сепаратор применяется на предприятиях нефтяной и газовой промышленности и может быть использован: на нефтяных месторождениях: для дегазации добываемой нефти и отделения попутного нефтяного газа; для очистки попутного газа от газоконденсата, нефти, капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических примесей на узлах подготовки нефти для дальнейшего использования попутного газа в качестве топлива котельных; для подготовки газа перед факельными линиями по утилизации газа путем сжигания на факеле, в целях улавливания безвозвратно теряемого углеводородного сырья и очистки сжигаемого газа, очистки попутного газа для целей дальнейшей транспортировки, реализации и использования в качестве топлива; 95 на газовых месторождениях с высоким содержанием воды (обводненные скважины) и газоконденсата для очистки добываемого газа от газоконденсата, капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических примесей; при транспортировке газа для очистки транспортируемого газа от капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических примесей до и после компрессорных установок перекачки газа, а также в местах конденсации большого количества жидкостной фракции; при использовании газа для очистки газа на газораспределительных станциях, перед использованием в качестве топлива газо-поршневых, газотурбинных электростанций и теплостанций. 4 Дегазаторы Дегазатор буровой — устройство для дегазации буровых растворов с целью восстановления их плотности. Различают вакуумные (циклического или непрерывного действия), центробежно-вакуумные и атмосферные дегазаторы буровые. Вакуумный дегазатор буровой циклического действия (например, ДВС-3) — автоматическая установка, состоящая из двухкамерной герметичной ёмкости, вакуум в которой создаётся вакуум-насосом. Камеры включаются в работу поочерёдно с помощью золотникового устройства. Производительность по раствору достигает 25-60 л/с, мощность 30 кВт, давление в камере 0,02 МПа. Вакуумный дегазатор буровой непрерывного действия представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость с помещёнными в её верхней части наклонными пластинами. Аэрированный буровой раствор поступает в камеру под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом, и дегазируется, растекаясь тонким слоем по пластинам. В некоторых модификациях дегазаторов буровых (рис 10.5) создание вакуума и откачка дегазированного раствора производятся с помощью эжектора. Производительность дегазаторов буровых до 40-60 л/с, давление в камере 0,02-0,035 МПа, потребляемая мощность до 100 кВт. Центробежно-вакуумный дегазатор буровой состоит из цилиндрического вертикального корпуса, на стенки которого специальной крыльчаткой 96 разбрызгивается буровой раствор, поступающий в подводящий трубопровод под действием вакуума. Производительность дегазаторов буровых 50,5 л/с, давление в камере 0,032 МПа, потребляемая мощность 15 кВт. Рисунок 10.5 - Дегазатор Атмосферный дегазатор буровой состоит из цилиндрической вертикальной камеры, в центральной части которой буровой раствор разбрызгивается радиально на стенки корпуса с помощью кольцевого пружинного дросселя. Выделившийся в результате удара и распыления газ уходит в атмосферу или отсасывается воздуходувкой низкого давления. Производительность дегазаторов буровых 38 л/с, давление в камере 0,087 МПа, потребляемая мощность 6,5 кВт. Дегазаторы буровые этого типа недостаточно эффективны при обработке растворов с повышенными структурно-механическими показателями. 5 Центрифуги (декантеры) Центрифуги (декантеры) предназначены для очистки буровых растворов при бурении газовых и нефтяных скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок в качестве четвертой ступени 97 очистки , а также установок для капитального ремонта скважин и бурения вторых стволов. Принцип работы центрифуги В основе декантерной центрифуги(рис 10.6) лежит идея отстойника, в котором твердые вещества под действием силы тяжести постепенно оседают на дно. Разделение твердого вещества происходит под действием центробежных сил, которые могут составлять на внутренней части ротора центрифуги более 3000G. Под действием этих сил более плотные твердые вещества прижимаются к стенке вращающегося ротора, в то время как менее плотная жидкая фаза образует внутренний слой. Глубину слоя пульпы при необходимости можно изменять с помощью комбинации регулируемых заслонок. Образуемый твердой фазой осадок непрерывно удаляется шнеком, который вращается со скоростью, отличной от скорости вращения барабана. В результате твердая фаза постоянно удаляется из цилиндрического ротора и перемещается по конической части к окнам выгрузки осадка. Центробежная сила уплотняет твердую фазу и вытесняет остатки жидкой фазы. Затем осушенный сухой остаток выгружается из барабана. Очищенная жидкая фаза (фазы) переливается через перегородки в противоположном конце барабана. Рисунок 10.6 -Центрифуги 98 В процессе эксплуатации центрифуга настраивается на требуемый режим работы за счет изменения частоты вращения ротора и шнека, а так же за счет изменения глубины ванны. 6 Отстойники Отстойники — искусственные резервуары или водоёмы для выделения из шахтных, карьерных и производственных сточных вод взвешенных примесей, осаждения их под действием силы тяжести при небольшой скорости потока, а также для очистки сточных вод с помощью реагентов. Отстойники предназначены для снижения износа насосного оборудования и труб при водоотливе, обогащении, гидромеханизации, вскрышных работ, для улавливания полезных компонентов и для охраны земель и поверхностных водотоков от загрязнения. Они могут быть разделены на отстойники предварительной очистки дренажных, шахтных и карьерных вод, сточных вод обогатительных фабрик и отстойники окончательной очистки вод (природоохранные). Производственные сточные воды нефтяных промыслов состоят в основном (90х98%) из высокоминерализованных пластовых вод, извлечённых на дневную поверхность вместе с нефтью. Поэтому нефтепромысловые сточные воды (даже после их очистки от нефти и механических примесей) не могут сбрасываться в поверхностные водоёмы, т.к. это приведёт к их засолению, и подлежат обратной закачке в продуктивные горизонты, что предусматривается технологической схемой разработки нефтяных месторождений. Отстойники нефтепромысловых сточных вод подразделяются на напорные, работающие под избыточным давлением 0,4х0,7 МПа, и безнапорные, работающие под атмосферным давлением. В качестве напорных отстойников применяются горизонтальные цилиндрические ёмкости объёмом 100 или 200 м3. Безнапорные отстойники выполняются в основном на базе стальных вертикальных резервуаров типа PBC, объёмом от 1000 до 10000 м3. Загрязнённая нефтью и механическими примесями вода подаётся в отстойники по трубопроводу через лучевой распределитель. Очищенная вода через сифонный регулятор отводится на приём водяных насосов и откачивается 99 на промысел для закачки в пласт. Уловленная нефть через кольцевой короб и трубопровод отводится на установку подготовки нефти. Механические примеси, оседающие в нижней части отстойника, периодически размываются струёй воды и сбрасываются по трубопроводу в илонакопитель. 7 Ёмкости для бурового раствора 10.7- Емкость для очистки бурового раствора Емкости для бурового раствора комплектуются (рис 10.7, 10.8, 10.9) - паровыми регистрами; - гидравлическими перемешивателями; - механическими перемешивателями; - лестницами и перилами; - каркасом и укрытием; - перетоками, лотками; - дренажными линиями. 100 Рисунок 10.8-Схема емкости для бурового раствора №1 1. Емкость объемом 40 м3 3. Перемешиватель ПБРТ-5,5 - 2 шт. 4. Перемешиватель 4УПГ - 2 шт. 5. Технологический трубопровод с запорной арматурой - 1 компл. 6. Паровой регистр - 2 шт. 7. Фланец присоединительный нижнего перетока - 2 шт. 8. Крышные вентиляторы - 2 шт. 9. Мягкое укрытие на разборном каркасе - 1 компл. 10. Люк 11. Клапан для слива осадка и чистки - 2 шт. 12. Желоб - 1 шт. 13. Шибер - 2 шт. 14. Фланец присоединительный верхнего перетока - 2 шт. Рисунок 10.9-Схема емкости для бурового раствора №2 101 1. Емкость объемом 40 м3 3. Перемешиватель ПБРТ-5,5 - 2 шт. 4. Перемешиватель 4УПГ - 2 шт. 5. Технологический трубопровод с запорной арматурой - 1 компл. 6. Паровой регистр - 2 шт. 7. Фланец присоединительный нижнего перетока - 2 шт. 8. Фланец присоединительный верхнего перетока - 2 шт. 9. Шибер - 2 шт. 10. Люк 11. Клапан для слива осадка и чистки - 2 шт. 12. Желоб - 1 шт. Масса без утепления 6385 кг 10.4 Принципиальная схема очистки бурового раствора Принципиальная схема очистки бурового раствора следующая: Буровой раствор из скважины поступает на вибросито. Очищенный на виброситах раствор по линии попадает в емкость, откуда шламовым насосом подается на гидроциклоны ПГ-50. После очистки на гидроциклонах раствор поступает в задействована активную емкость объемом 40 м3, которая постоянно в циркуляционной системе. Для тонкой очистки буровой раствор насосом подается из активной емкости в дополнительную емкость. Из активной емкости очищенный буровой раствор буровым насосом подается в скважину. Для осветления бурового раствора в системе очистки предусмотрен блок химического усиления центрифуг FCU, куда буровой раствор подается насосом из активной емкости, где дополнительно в него вводится коагулянт и флокулянт. Затем раствор перекачивается на центрифугу, где разделяется на твердую фазу и осветленную воду, которая поступает в специальную емкость в блоке химического усиления, а оттуда - в активную емкость. Используемые коагулянты и флокулянты, обеспечивающие осветление бурового раствора на центрифуге, должны быть нетоксичными и иметь установленные значения 102 ПДК или ОБУВ. Шлам с вибросит, пульпа с пескоотделилетей и с центрифуги поступают в накопительную емкость, затем по шнековому транспортеру отгружаются в автотранспорт и вывозятся в специально отведенное место. В период бездорожья и половодья шлам, пульпа складируются на специальной площадке для сбора шлама, откуда по мере накопления вывозятся для захоронения в специально отведенное место. При бурении скважины все стоки (конденсат, утечки и т.д.) стекают под устьевое оборудование и оттуда перекачиваются в емкости для очистки с последующим использованием в системе оборотного водоснабжения, избыток может закачиваться в нефтесборный коллектор. Так как кустовая площадка выполнена без шламового амбара, то буровой раствор при промывке скважины в процессе освоения откачивается в специальные емкости, которые транспортируются для дальнейшего использования на другие кусты скважин, либо очищается в системе очистки бурового раствора. Пример расчета очистки бурового раствора виброситами Эффективность очистки раствора виброситами зависит от размера ячеек сетки, пропускной способности, количества используемых вибросит. С уменьшением размера ячейки вибрирующей сетки степень очистки раствора увеличивается. При этом режим работы вибросита и их количество должны обеспечивать очистку всего объема раствора, выходящего из скважины. Пропускную способность вибросита можно определить по формуле: Qp Q‰ exp 24,4 (10.1) •‘ где: Qр - пропускная способность вибросита по буровому раствору, л/с; Qв - пропускная способность вибросита по воде, л/с; пл - пластическая вязкость бурового раствора, Па с; Для сеток с различным размером ячеек Qв. имеет следующие значения смотри таблицу 10.1: 103 Таблица 10.1- Исходные данные размер ячейки сетки 0,16 х 0,16 мм 40,0…45,0 л/с размер ячейки сетки 0,20 х 0,20 мм 50 л/с размер ячейки сетки 0,25 х 0,25 мм 60 л/с размер ячейки сетки 0,40 х 0,40 мм 140 л/с Количество вибросит ВС-1, необходимое для очистки циркулирующего раствора определяется из зависимости: n = QH QP (10.2) Пример. Подача буровых насосов Qн.= 30 л/с, в качестве бурового раствора используется раствор с вязкостью пл=0,025 Пас. Для качественной очистки выбираем сетку с размером ячейки 0,16 х 0,16 мм. Определим пропускную способность вибросита: ln Qр. = ln Qв. - 24,4 пл. = 3,81 - 24,4 0,025 = 3,81 - 0,61 = 3,2 или Qр = 24,5 л/с Следовательно, для очистки всего объема циркулирующего бурового раствора потребуется два вибросита: n = 30,0 1,22 2 щ. 24,5 Из отечественных серийно выпускаемых вибросит для целей очистки буровых растворов рекомендуется вибросито ВCЛ с линейными колебаниями. Использование вибросит с мелкоячеистыми сетками позволит удалить из бурового раствора до 20…30% выбуренной породы. Пример расчета очистки бурового раствора гидроциклонными песко- и илоотделителями 104 Эти устройства предназначены для удаления из бурового раствора частиц породы размером до 30…40 мкм. Эффективность разделения дисперсной фазы в центробежном поле гидроциклона зависит от многих факторов и в первую очередь от производительности шламового насоса (Q), напора (Н), плотности (р). и вязкости () бурового раствора. Для гидродинамически подобных гидроциклонов размер удаляемых частиц можно представить соотношением: = 1 2 (10.3) где: 1 - размер частиц, удаляемых гидроциклоном из тестовой жидкости, имеющей вязкость 1, и разность плотностей 1 = (п - в), мкм; п – плотность породы, г/см3, в – плотность воды, г/см3. 1 = 35 мкм (150 мм) 1 = 20 мкм ( 75 мм) 2 - размер частиц, которые будут удаляться гидроциклоном при реальных значениях вязкости 2 и разности плотностей 2= (п - р), мкм; р – плотность раствора, г/см3. определим размер частиц 2 которые способен удалить диаметром 150 мм из бурового раствора, имеющего вязкость 2 гидроциклон = 25 мПас и плотность 2 = (п - в) = (2,3 - 1, 1) = 1,2 г/см3. Подставляя исходные данные в формулу, получим: 35,0 25 1,3 35,0 3,68 = 129 “ђM 2,0 1,2 Определим размер частиц, которые способен выделить из бурового раствора гидроциклон размером 75 мм при аналогичных условиях: 105 25 1,3 20,0 3,68 = 74 “ђM 2,0 1,2 20 Как видно из приведенных расчетов, выбор и необходимость использования гидроциклонных песко - и илоотделителя должны решаться в зависимости от вязкости и плотности используемых растворов. В целом на гидроциклонных установках может быть удалено до 30% выбуренной породы. Пример расчета очистки бурового раствора с использованием центрифуги С учетом эффективности очистки раствора гидроциклонными аппаратами определим требуемую производительность центрифуги при непрерывной ее работе в процессе углубления скважины. Производительность центрифуги при полном удалении выбуренной породы из бурового раствора равна: q= V• V• 0,01 Qљ (10.4) где: q - производительность центрифуги, м3/ч; Vп - объем выбуренной породы, м3/ч; Vп = Е F Vм (10.5) Е - коэффициент, учитывающий степень очистки раствора с помо-щью вибросит и гидроциклонов. 20 30 E = 1 - 1 0,5 100 100 (10.6) где: F - площадь скважины с учетом кавернозности, м2; Vм- механическая скорость бурения, м/ч; 106 Пц- производительность циркуляционной системы, м3/ч; - степень удаления породы центрифугой в долях единицы: = 0,9. Г - содержание твердой фазы в исходном растворе. Предположим, что скважина бурится долотом - 0,216 м с механической скоростью Vм = 5,0 м/ч, производительность циркуляционной системы Qц = 108,0 м3/ч (30 л/с), содержание твердой фазы в исходном растворе 5%, коэффициент кавернозности 1,2. Определим требуемую производительность центрифуги, подставив исходные данные в формулу (10.4): q= Согласно 0,785 0,216 2 1,2 0,5 5,0 2,02 м3/ч 0,785 0,216 2 1,2 0,5 5,0 0,9 0,01 5 108 технической характеристики и опыта использования центрифуги типа ОГШ - 500 имеют производительность до 11…12 м3/ч при очистке неутяжеленных буровых растворов. Следовательно, центрифуга будет использоваться периодически по мере накопления твердой фазы в буровом растворе. Время работы центрифуги будет составлять 20% от времени на механическое бурение. 11 Тампонажные растворы и материалы Качество крепления скважин определяется свойствами цементного раствора и камня. От свойств цементного раствора и подобранной рецептуры зависит весь процесс цементирования скважин. Для определения свойств цементного раствора необходимо точно соблюдать предложенные рекомендации: заданное водоцементное отношение (В/Ц) и тщательно перемешивать после затворения цементный раствор. 107 Количество цемента для приготовления берется в зависимости от того, какое количество раствора при заданном В/Ц отношении следует получить. Цементный раствор (затворение) можно приготовить вручную или механическим способом. Рисунок 11.1 - Конус АзНИИ для определения растекаемости тампонажного раствора Плотность цементного раствора в буровой практике определяется ареометром. Растекаемость тампонажного раствора определяют конусом АзНИИ. Способность цементного раствора удерживать воду при наличии фильтрующей среды и перепада давления характеризуется скоростью водоотдачи. Скорость водоотдачи цементного раствора может быть определена с помощью прибора ВМ-6, предназначенного для измерения водоотдачи глинистых растворов. Наиболее быстрое схватывание цементного раствора происходит в том случае, когда он после затворения остается в покое. Простейший способ характеристики скорости схватывания в статических условиях измерение сроков схватывания с помощью прибора Вика Этот способ основан на периодическом измерении глубины погружения в твердеющий цементный раствор иглы определенного сечения под действием определенного веса. Сразу после затворения, когда цементный раствор находится в жидком состоянии, игла погружается в раствор на всю глубину. Но по мере того как раствор загустевает, движение иглы в нем замедляется и, наконец, наступает момент, когда она под действием веса стержня не доходит 108 до дна сосуда с раствором. По прошествии еще некоторого времени наступает момент, когда игла уже не может погрузиться в цементный раствор на заметную глубину. По этому методу скорость схватывания характеризуется так называемыми сроками схватывания- сроком начала и сроком конца схватывания. Рисунок 11.2 - Прибор Вика 1-металлический стержень; 2-станина; 3-зажимной винт; 4-указатель; 5-шкала с делением; 6-пестик Тетмайера; 7- стальная игла. Время, прошедшее от момента затворения до того момента, когда игла не доходит до дна сосуда с раствором на 1-2 мм, называют сроком начала схватывания, а время, прошедшее от момента затворения до момента, когда игла погружается в раствор не более чем на 1 мм, -сроком конца схватывания 11.1 Тампонажный портландцемент Тампонажный портландцемента- портландцемент порошкообразного представляет собой минерального разновидность (неорганического) 109 вяжущего материала, состоящего главным образом из высокоосновных силикатов кальция. Благодаря их особым свойствам, а также свойствам других искусственных минералов, входящих в состав портландцемента (алюминатов, ферритов кальция и др.), порошок портландцемента при смешивании с водой образует достаточно подвижную и не расслаивающуюся в определенном диапазоне концентраций суспензию, которая затвердевает в камневидное тонкопористое тело. Искусственные (не встречающиеся в природе) минералы портландцемента возникают в результате высокотемпературного обжига сырьевой смеси, содержащей в строго определенном соотношении: щелочной оксид-оксид кальция (СаО), кислотные оксиды-оксид кремния (Si02), оксид алюминия ( Al 2 O3 ) и оксид железа ( Fe2 O3 ). В качестве исходного материала, содержащего СаО, при производстве портландцемента используют главным образом известняк или мел, но могут применяться и другие природные материалы, например гипс, а также промышленные отходы, содержащие в достаточном количестве оксид кальция. Источником кислотных оксидов являются чаще всего глины, но вместо глин могут применяться лессы, сланцы, суглинки, а также промышленные отходы, из которых главное место занимают доменные шлаки. Их состав близок к составу портландцемента, но они содержат меньшее количество СаО и Fe2 O3 . Для получения портландцемента в обжигаемую смесь достаточно добавить небольшое количество известняка и оксида железа. Вместо глинистого компонента в сырьевой смеси используют также другой промышленный отход нефтелиновый шлам, который по своему составу еще ближе к портландцементу, чем доменный шлак, но в нем также содержится недостаточное количество СаО. Ценным сырьевым материалом для производства портландцемента являются мергели - природные карбонаты кальция, содержащие более 20 % глинистых примесей. В состав некоторых мергелей оксид кальция и кислотные компоненты входят как раз в тех соотношениях, которые необходимы для 110 производства портландцемента. Однако применением сырьевой смеси, состоящей только из двух компонентов: кальциевого и глинистого, часто не удается получить высококачественный портландцемент. Чтобы получить портландцемент с необходимыми свойствами, в сырьевую смесь вводят так называемые корректирующие добавки. Общая схема производства портландцемента включает добычу сырья (или доставку в случае применения промышленных отходов), приготовление сырьевой смеси (дробление, измельчение, дозирование, гомогенизация), обжиг сырьевой смеси, измельчение обожженного продукта (клинкера) в тонкий порошок с одновременным добавлением некоторых веществ. Существует два основных способа производства: мокрый и сухой. По мокрому способу сырьевые материалы измельчаются с одновременным добавлением воды. В результате получается пульпа (сырьевой шлам) -жидкость сметанообразной консистенции, содержащая 32--45 % воды. В жидком виде сырьевую смесь легче измельчать, дозировать, гомогенизировать и транспортировать по трубам внутри завода, однако на испарение добавленной воды приходится расходовать много тепла. Для обжига шлам подается в длинные вращающиеся печи. Печь представляет собой футерованный изнутри огнеупорным материалом стальной барабан диаметром 3—7мм длиной 90--200 м. Барабан печи установлен под углом 3--5 к горизонту и вращается с частотой 0,1--0,2 с-' (1--2 об/мин). Сырьевая смесь подается в верхний «холодный» конец печи, форсунка для пылевидного твердого (также жидкого) топлива или горелка для газа установлена у противоположного выгрузочного «горячего» конца, там же происходит выгрузка продукта обжига (клинкера). Перемещаясь в направлении наклона печи в результате ее вращения, обжигаемый материал движется навстречу горячим газам и постепенно нагревается. Максимальная температура обжигаемого материала составляет 1400-1500С. Вследствие частичного расплавления обжигаемого материала и перекатывания его при вращении печи продукт обжига получается в виде плотных гранул размером 111 от нескольких до 30 мм. При сухом способе производства сырьевые материалы после предварительного дробления измельчают в мельницах с одновременной сушкой, для чего в мельницы подают горящие газы, отходящие из вращающихся печей. Дозирование компонентов и гомогенизацию смеси производят в порошкообразном состоянии. Порошок для гомогенизации смеси перемешивается сжатым воздухом. Обжиг сырьевой смеси производят в две стадии. На первой стадии порошок встречается с горячими газами в циклонных теплообменниках, соединенных последовательно и расположенных один над другим. Проходя по ним (в каждом ниже расположенном циклоне температура входящего газа выше), порошок нагревается до 700—800С и затем поступает в сравнительно короткую вращающуюся печь длиной 60- 100 м. Для технологии важно быстрое охлаждение клинкера после печи, которое осуществляется воздухом в специальных холодильниках. Клинкер содержит образовавшиеся в процессе обжига искусственные минералы, обеспечивающие затвердевание водной суспензии портландцемента. Для получения готового портландцемента клинкер необходимо измельчить в тонкий порошок с добавлением некоторых веществ. Портландцементный клинкер измельчают в шаровых трубных мельницах. Готовый портландцемент упаковывают в бумажные мешки или отправляют потребителю в специальных железнодорожных вагонах, автоцементовозах. Влияние минералогического состава клинкера на свойства портландцемента. Важнейшими в составе портландцементного клинкера являются минералысиликаты: алит и белит. Алит обусловливает быстрое твердение при температурах, близких к температуре на поверхности земли, высокую прочность и умеренно быстрое схватывание, характерные для портландцемента хорошего качества с высоким содержанием алита. Присутствие белита необходимо для долговечности цементного камня. Белит медленно реагирует с водой, обеспечивая залечивание микротрещин, возникающих при эксплуатации или в результате объемных изменений при твердении, длительное время поддерживает высокие значения рН паровой 112 жидкости цементного камня, препятствуя процессам перекристаллизации. При повышении температуры сверх 80 С роль белита в процессе твердения возрастает, так как скорость его гидратации возрастает в очень большой степени. Трехкальциевый алюминат и четырехкальциевый алюмоферрит образуется в клинкере в результате введения в сырьевую смесь оксидов ( Al 2 O3 ) и ( Fe2 O3 ), которые необходимы для снижения температуры появления расплава при обжиге. Поэтому эти минералы называются минералами-плавнями. их присутствие в портландцементе полезно пренизких температурах применения и вредно при высоких. Эти минералы, особенно трехкальциевый алюминат, быстро гидратируются, связывают много воды и выделяют относительно большое количество тепла при гидратации. Все это способствует более быстрому затвердеванию цементного раствора при низких положительных температурах и препятствует замерзанию воды в порах при отрицательных температурах. При высоких температурах присутствие этих минералов ускоряет схватывание, снижает термостойкость и, кроме того, при всех температурах снижает коррозионную стойкость против большинства (кроме солей магния) агрессивных пластовых флюидов. Добавки, вводимые при помоле цемента. В процессе помола в результате повышения температуры, и особенно при помоле недостаточно охлажденного клинкера, двуводный сульфат кальция, содержащийся в гипсовом камне, переходит в полугидрат (полуводный гипс) – СаSО4 ·0,5Н2О, влияние которого на скорость схватывания цементных растворов проявляется сильнее. Присутствие полуводного гипса может быть причиной «ложного схватывания» – явления преждевременного загустевания, которое исчезает при интенсивном перемешивании, но может вызвать значительный рост сопротивлений при прокачивании. Цемент, характеризующийся «ложным схватыванием», следует оставить для более длительного хранения, в результате которого это явление обычно исчезает. Содержание гипса в портландцементе составляет обычно 3-6 %. Общее содержание сульфатов в портландцементе в 113 расчете на SОз, должно быть не менее 1,5 и не более 3,5 % по массе. Добавка гипса влияет также на прочность цементного камня. Оптимальная по величине добавка повышает прочность камня, добавка выше оптимальной – снижает. Инертные минеральные добавки. Инертными минеральными добавками называются добавки минерального происхождения, в обычных условиях лишь незначительно химически взаимодействующие с основным веществом портландцемента в процессе твердения. В качестве инертных минеральных добавок чаще других используют известняк и кварцевый песок. Введение инертных минеральных добавок в количестве до 10% по массе не ухудшает существенно свойства портландцемента, в некоторых случаях может их улучшать. Замена 10% клинкера значительно более дешевой, не подверженной обжигу добавкой снижает себестоимость портландцемента и энергетические затраты на его производство. Инертные минеральные добавки увеличивают подвижность цементного раствора, и снижает его седиментационную устойчивость. Активные минеральные добавки. Все активные минеральные добавки повышают коррозионную стойкость портландцемента в сульфатных водах, а добавка шлака к магнезиальной коррозии. Чем большее содержится минеральных добавок в портландцементе, тем меньше выделяется тепла в начальной стадии твердения. Пластифицирующие добавки вводят для улучшения подвижности цементных растворов и бетонов. Гидрофобизирующие добавки вводятся для улучшения сохранности цемента при длительном хранении. Добавки-ускорители твердения для ускорения твердения тампонажного раствора. Особенности тампонажного портландцемента. Тампонажный портландцемент имеет несколько разновидностей, объединенных тем, что содержание в них портландцементного клинкера составляет не менее 30%. На некоторые их, выпускаемые главным образом цементной промышленностью, распространяется ГОСТ 1581— 114 85.Тампонажные портландцементы делятся на базовые и специальные. Базовые тампонажные портландцементы содержат клинкера не менее 95 % (ПЦТ-ДО) или не менее 75 % (ПЦТ-Д20) и могут применяться как в готовом виде для приготовления тампонажных растворов, так и в качестве основы для приготовления специальных тампонажных цементов. Базовый тампонажный портландцемент представляет собой разновидность портландцемента, по составу и свойствам ближе всего соответствую. Базовые тампонажные портландцементы выпускаются предприятиями и объединениями цементной промышленности, специальные тампонажные цементы, относящиеся к группе ПЦТ-Д70.--как цементной промышленностью (в незначительном объеме и ограниченном ассортименте. В базовых тампонажных портландцементах ПЦТ-Д20 в соответствии с ГОСТ 1581—85). Содержится 10--20 % минеральных добавок, при этом допускается содержание доменных гранулированных шлаков и активных минеральных добавок до 20%, кварцевого песка или известняка (все добавки измельчаются совместно с клинкером и гипсом). 12 Обоснование параметров процесса цементирования Способ цементирования зависит от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений, наличия необходимого количества цементировочной техники, технологической оснастки и т.д. Можно выбрать прямой (одноступенчатый, многоступенчатый, с разрывом во времени, без разрыва во времени), обратный, метод встречных заливок и др. Расчет процесса цементирования делится на следующие этапы: - обоснование необходимой плотности тампонажного раствора; - определение вида и потребного количества материалов (цемента, модифицирующих добавок, реагентов, воды для приготовления тампонажных растворов); 115 - обоснование вида и определение объемов продавочной и буферной жидкостей; - расчет необходимого количества цементировочной техники по видам; - обоснование схемы расстановки цементировочной техники; - определение режимов работы цементировочной техники (расчет процесса закачивания и продавливания тампонажного раствора); - определение планируемого времени цементирования, корректировка рецептуры тампонажного раствора. 12.1 Обоснование плотности тампонажных материалов Плотность тампонажного раствора определяется из условий недопущения гидроразрыва наиболее «слабого» пласта в процессе цементирования Ркп Ргр, с учетом того, что интервал продуктивного горизонта должен быть зацементирован тампонажным материалом без облегчающих добавок. При этом: Ргр – давление гидроразрыва наиболее слабого пласта (определяется по графику совмещенных индексов давлений); Ркп – ожидаемое давление в кольцевом пространстве против «слабого» пласта на момент окончания цементирования. Ркп = Рскп + Рпгд + Рукп , где: (12.1) Ргст – гидростатическое давление составного столба жидкостей в кольцевом пространстве против «слабого» пласта на момент окончания цементирования; Ргд– гидродинамическое давление в кольцевом пространстве против«слабого» пласта; Рукп - противодавление на устье скважины в кольцевом пространстве (задается в зависимости от принятой технологии цементирования для исключения разрыва сплошности потока цементного раствора в процессе его закачки при цементировании). Поскольку гидродинамическое давление зависит от плотности тампонажного раствора и его реологических характеристик, а последний в свою 116 очередь определяется плотностью, то решение данной задачи целесообразно производить методом последовательных приближений. Для этого задается верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора. цр н пж 200 цр в пж где: - Р гр пж .g .h , g ( Lсл h) (12.2) плотность промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивного горизонта, кг/м3; Lсл - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; h - уровень тампонажного раствора от устья, м. Плотность тампонажного раствора выбирается в пределах установленных границ цр н цр цр в и проверяется на момент окончания цементирования условие Ркп Ргр. При этом следует учитывать, что чем меньше плотность тампонажного раствора, тем, как правило, хуже качество образующегося цементного камня (ниже прочность и коррозионная стойкость, выше проницаемость и т.д.) В случае отсутствия достаточно больших каверн (Dc 1,15*Dд) и концентричном расположении труб в скважине процесс продавливания рекомендуется осуществлять при пробковом режиме движения жидкостей в кольцевом пространстве, а при значительной кавернозности (Dc > 1,15*Dд) – при турбулентном. Пробковый режим движения жидкостей обеспечивается при скорости потока кп кр , а турбулентный при кп кр . При невыполнении условия Ркп Ргр расчетную плотность тампонажного раствора понижают на 100 кг/м3 и вычисления повторяют. Следует учитывать, что если не оговорены специальные условия, интервал продуктивного пласта и зона не менее чем на 300 - 500м выше должна цементироваться цементом раствором нормальной плотности (1800-1900 кг/м3). 11 .2 Обоснование потребного объема материалов 117 1 Потребный объем тампонажных растворов для заполнения кольцевого пространства V 0,785( Dc Dо 2 )l (12.3) и обсадной колонны ниже кольца «стоп» Vтрк 0,785 Dв ( L Lстоп ) 2 где: l длина столба высота тампонажного (12.4) раствора в кольцевом пространстве, м; Dc - диаметр скважины (с учетом коэффициента кавернозности) или внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны; - внутренний диаметр обсадной колонны, м; Dв Lстоп - глубина расположения кольца «стоп», м. В случае применения тампонажных растворов различной плотности необходимо рассчитать объем каждого типа раствора 2 Потребное количество материалов (q)для приготовления единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности тр определяется из уравнения q где: цр (12.5) 1 (В / Ц ) В/Ц - водоцементное (водотвердое) отношение; При регламентированных (определенных экспериментально в лаборатории) значениях В/Ц, ж, тв количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора может быть определена из уравнения q тв ж (12.6) ж ( В / Ц ) тв Следует помнить, что тампонажные растворы нормальной плотности получают из утяжеленных портландцемента или облегченных при В/Ц=(0,45-0,50). тампонажных Для растворов получения применяют утяжеляющие или облегчающие добавки в количестве 15-40% от массы сухой тампонажной смеси. Утяжеленные тампонажные растворы имеют В/Ц(В/Т)=(0,30-0,45), а облегченные 0,7-1,2. При расчетах по уравнению (11.6) 118 значение тв должно учитывать плотность добавок, использованных для регулирования плотности получаемого тампонажного раствора. Характеристики наиболее широко применяющихся модифицирующих добавок приведены в табл. 12.1. Количество материалов для приготовления 1 м3 тампонажного раствора с облегчающими или утяжеляющими добавками можно рассчитать, пользуясь следующею системой уравнений q c 1 В / Т цр 1 а а qc 10 3 В / Т 1 д ц q = qc (1 - а), где: (12.7) qд = qc. а, qc, q, qд - соответственно, общее количество количество тампонажного материала и отдельно цемента и добавки; а - доля добавки в тампонажной смеси; ц ,д - плотность цемента и добавки; В/Т - водотвердное отношение. Массовая доля облегчающей или утяжеляющей добавки задается из соображений обеспечения седиментационной устойчивости или прокачиваемости тампонажного раствора и определяется обычно по данным лабораторных испытаний. При использовании в качестве облегчающей добавки глинопорошка его доля в сухой тампонажной смеси не должна превышать 1520%. В противном случае резко снижаются прочностные характеристики камня и его коррозионная стойкость. Следует иметь ввиду, что глина, как облегчающая добавка к цементам является наихудшей из всех традиционно применяемых материалов. Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов Gтм = Kт . ( qc ) . Vтр , где: (12.7) Кт = 1,03 – 1,06 – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении. 119 Таблица 12.1-Плотность веществ, применяемых для модификации тампонажных растворов Вещество Плотность, кг/м3 Портландцементный клинкер Кварцевый песок Известняк Мел Шлаки металлургические доменные Гипс Диатомит Опока, трепел Зола ТЭЦ Известь негашеная Известь гашеная Пемза Огарки колчеданные (пиритные) Гематит Барит Титановый концентрат Свинцовый шлак Шлак производства ферротитана Глинопорошок Глиеж Резиновая крошка Пыль электрофильтров цементнообжигательных печей Хроматный шлам Керамзитовая пыль 3100-3200 2600-2700 2700-2900 2600-2800 2700-3200 2200-2400 2100-2500 2300-2700 2000-2100 2300-2900 2200-2300 2400-2500 3200-3600 4900-5100 4300-4400 4500-5300 3800-3900 3500-3700 2300-2700 2600-2700 1300-1400 2600-2800 2700-2900 2500-2700 Вид тампонажного материала зависит от температуры в скважине, агрессивности пластовых флюидов и выбирается на основе экспериментальных данных, если нет особых пожеланий к виду тампонажных материалов со стороны заказчика (руководителя курсовой работы), Количество жидкости для затворения каждого из тампонажных растворов определится из выражения Gж = Kв . (B/Ц) .Gтм , где: (12.8) Kв = 1,08 – 1, 10 – коэффициент, учитывающий потери воды. 120 Количество химических реагентов используемых при цементировании для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) рассчитывается в процентах по отношению к массе сухого тампонажного материала. Как правило, для этого используют результаты лабораторных исследований. 3 Необходимый объем продавочной жидкости будет равен объему манифольда и внутреннему объему обсадной колонны без цементного стакана. Vпрод.ж = (Vман. + Vобс.кол - Vцем.ст). где: Vман. (11.9) - объем манифольда - трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3. Для практических расчетов Vман. 0,5 м3. - коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости (принимается 1,02 – 1,04); Vобс.кол - внутренний объем обсадной колонны. 12.3 Обоснование технологических параметров процесса закачивания тампонажного раствора Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (псм) псм = Gтм / тнас . Vбунк , где: (12.10) тнас - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3; Vбунк - емкость бункера смесительной машины, м3. Следует помнить, что смесительные машины (2СМН-20, АС-20) имеют транспортную грузоподъемность 10т., тогда как, в стационарных условиях их грузоподъемность составляет 20т. Это необходимо учитывать при определении числа смесительных машин, и при необходимости планировать привлечение цементовозов для доставки цемента на буровую. Тип цементировочного агрегата зависит от выбранных смесительных машин. Например, цементировочные агрегаты ЦА-400 не имеют водяного насоса, поэтому их следует использовать с машинами АС-20, имеющими такой 121 насос. В комплекте цементировочных агрегатов ЦА-320 имеется водяной насос для подачи воды в смеситель при затворении тампонажного раствора и эти агрегаты, возможно, использовать в паре со смесителем 2СМН-20. Характеристики цементировочных и насосных агрегатов приведены в [36] и табл. 12.2 Таблица 12.2-Подача и давление развиваемое цементировочными агрегатами Тип Скорос агрега ть та Диаметр втулок 100 110 115(120) 125 140 Q P Q P Q P Q P Q P 1,4 2,5 4,8 8,6 40 32 16 9 - - 1,7 3,2 6,0 10,7 32 26 14 8 2,3 4,3 8,1 14,5 24 19 10 6 - - I 6,6 40 8,8 3ЦАII 9,5 27 12,6 400 III 14,1 18 18,6 IV 19,5 13 23,4 I 6,0 70 9,0 47 4АНII 8,3 51 12,3 34 700 III 11,6 36 17,3 24 IV 14,6 29 22,0 19 Примечание. Подача Q в л/с, давление Р в МПа. 30 21 14 10 - 11,2 16,1 23,8 33,0 - 23 16 11 8 - ЦА320М I II III IV Количество цементировочных агрегатов (ЦА), работающих совместно с конкретной цементно-смесительной машиной определяется производительностью смесителя по тампонажному раствору и суммарной производительностью насосов высокого давления у ЦА, производящих закачку приготовленного раствора в скважину. Эти производительности должны соответствовать друг другу. Производительность смесителя по тампонажному раствору зависит от производительности водяного насоса Qвн и состава тампонажного раствора Qсм = Qв / (В/Ц).qc (12.11) Примерные производительности смесительных машин показаны в табл. 12.3. 122 Из табл. 12.3, например, следует, что при Qв = 13 л/с с каждой смесительной машиной должны работать не менее двух ЦА-320 (максимальная производительность ЦА-320 при втулках 125 мм равна 14 л/с). Таблица 12.3- Производительность смесительных машин по тампонаж ному раствору, л/с Водоцементное отношение Подача водяного насоса (Qв), л/с раствора (В/Ц) 7 13 0,4 – 0,5 11 - 12 21 - 22 0,8 – 1,0 8,5 – 9,6 16 - 18 При Qв = 7 л/с при использовании ЦА-400, с каждой смесительной машиной можно использовать один цементный агрегат. Следует также учитывать, что в процессе цементирования возможны поломки ЦА, поэтому во избежание перерывов в работе при цементировании глубоких скважин стремятся с каждой смесительной машиной обвязывать два ЦА. Общее количество ЦА зависит от графика работы смесителей. При параллельной (одновременной) работе смесителей в приготовлении и закачке тампонажного раствора участвуют все ЦА. Естественно, что параллельно могут работать смесители, загруженные одним тампонажным материалом. При последовательной работе смесителей цементировочные агрегаты, затворившие цемент из первого смесителя, во время работы второго смесителя могут подсоединиться к третьему смесителю и участвовать в его работе. Последовательна работа смесителей позволяет сократить потребное количество цементировочных агрегатов, но увеличивает продолжительность цементирования скважины. Вследствие этого , а также из-за сложностей с обвязкой ЦА с двумя смесителями она применяется редко, только при недостатке агрегатов для закачки и продавки тампонажного раствора. При планировании операции цементирования необходимо определить количество тампонажных материалов по видам загружаемого в каждую цементосмесительную машину, объемы воды, находящиеся в мерных емкостях 123 цементировочных агрегатов, количество химических реагентов добавляемых в жидкость для каждого вида тампонажного материала. Важно определить схему подачи продавочной жидкости к агрегатам, участвующих в процессе продавки. Применяемые в настоящее время цементно-смесительные машины не обеспечивают постоянной подачи тампонажного материала в воронку смешения, в результате чего не всегда обеспечивается постоянство состава и свойств тампонажного раствора. В связи с этим в процессе приготовления и закачки тампонажного раствора в скважину целесообразно использовать осреднительную емкость. Особенно это важно при последовательной работе смесительных машин. В этом случае ЦА, обвязанные со смесительными машинами, откачивают приготовленный тампонажный раствор в осреднительную емкость, а другие цементировочные (ЦА) или насосные (АН) агрегаты нагнетают тампонажный раствор из нее в скважину. Суммарная производительность насосных агрегатов, откачивающих тампонажный раствор из осреднительной емкости, должна соответствовать производительности смесительных машин готовящих тампонажный раствор. Закачку тампонажного раствора в скважину целесообразно начинать, когда осреднительная емкость заполнится больше, чем на 50%. В качестве осреднительной емкости чаще всего используются старые смесительные машины (с демонтированными шнеками для подачи тампонажного материала) с объемом 14 м3. Схема обвязки цементировочной техники с использованием осреднительной емкости показана на рис. 12.1 1 4 СКЦ 14 3 13 12 2 5 11 1 2 10 1 3 4 9 8 7 6 5 2 124 Рисунок 12.1-Схема расстановки тампонажной техники 1 – цементировочная головка; 2 – блок манифольдов; 3 – станция контроля цементирования; 4 – линия подачи воды и продавочной жидкости; линия высокого давления (подача цементного раствора); линия низкого давления (откачка-подача жидкости затворения). Таблица 12.4-Загрузка цементосмесительных машин Смесительная машина Тампонажный материал Вид Кол-во, т ЦА, работающие с СМН Номер Тип 1 2АС-20 Облегченный 12 3ЦА-400;N 1,2 2 2АС-20 Облегченный 12 3ЦА-400;N 3,4 3 2АС-20 Облегченный 15 3ЦА-400;N 5,6 4 2СМН-20 Нормальной плотн. 18 ЦА-320; N 7,8 5 2СМН-20 Нормальной плотн. 18 ЦА-320; N 9,10 Таблица 12.5- Участие ЦА в операции цементирования Номер ЦА 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Кол-во воды для затворения цементного р-ра, м3 6 6 6 6 6+3 6 6 3 Вид и кол-во хим. реагентов, кг Участие в продавке цем. р-ра СаCl2 - 180 СаCl2 – 180 СаCl2 – 180 СаCl2 – 180 180 + 90 180 300 150 да да да да нет нет нет нет 6 3 300 150 нет нет да нет Примечание Закачка 6 м3 буферной жидк. Начало продавки Подача воды 125 Таблица 12.6-Распределение тампонажных материалов Смеситель ЦА Материал Цемент, Вода, м3 т 1 1 ЦР 2 ЦР 3,6 14,35 Буф. ж., Продавка м3 , м3 3 3,6 продолжение таблицы12.6 3 ЦР 4 ЦР 5 ОЦР 6 ОЦР 7 ОЦР 8 ОЦР 9 ОЦР 10 ОЦР 11 ОЦР 12 ОЦР 2 3 4 5 6 - 13 - 14 3,6 14,35 3,6 5,6 14,0 5,6 14,0 14,0 13,7 5,6 11,0 5,6 11,0 5,6 11,0 5,6 11,0 5,5 11,6 5,5 Подача воды 2 Следует учесть, что при больших скоростях закачки тампонажного раствора при параллельной работе смесительных машин давление на цементировочной головке может превысить цементировочных агрегатов из-за чрезмерного допустимое роста давление гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве. 12.4 Обоснование технологических параметров процесса продавливания тампонажного раствора 126 Для обеспечения непрерывности потока процесс продавливания должен начинаться с производительностью, на которой закачивается закачка цементного раствора. При продавливании тампонажного раствора в заколоннное пространство должны выполняться условия: где Ркп Ргр, (12.12) Рцг [Рнас], (12.13) Рцг = Ркпз – Рст + Ргдкп+Ргдок, Ркпз – давление в кольцевом пространстве на забое скважины; Ркпз – гидродинамическое давление, обусловленное движением жидкости в кольцевом пространстве; Ргст- гидростатическое давление в кольцевом пространстве; Ргдок - гидродинамическое давление, обусловленное движением жидкости в обсадной колонне; Рцг - давление на цементировочной головке; [Рнас] - допустимое давление, развиваемое насосом цементировочного или насосного агрегата при заданном диаметре втулок (см. табл.9.2). Для турбулентного режима движения Ргдок где: 8 Q 2 N l jm jm , 2 .D в 3 i 1 (12.14) l j т - длина столба i -той жидкости в обсадной колонне, м. Для пробкового режима движения Ргдок где: 4 N iт l jт Dв i 1 jm оi - динамическое напряжение сдвига , (12.15) i - ой жидкости в обсадной колонне, Па; i - коэффициент для i -ой жидкости, находящейся в обсадной колонне, и зависящий от критерия Сен-Венана-Ильюшина. Seni оi .D / i . (12.16) 127 i где: эффективная вязкость i - ой жидкости, находящейся в обсадной колонне, Па.с. Для обоснования режимов продавки тампонажного раствора можно использовать графический метод. Для этого задаются несколькими значениями объема продавочной жидкости, например, Vпр = 0; 25; 50; 75; 100%, и рассчитывают на каждый момент распределение пространстве и обсадной колонне. жидкостей в кольцевом Затем определяют давления на устье скважины, на забое и против наиболее слабого пласта в статических и динамических условиях при различных расходах продавочной жидкости. Значения расходов зависят от типа, количества и производительности ЦА, принимающих участие в продавке цементного раствора. Результаты вычислений могут оформляться в виде графико. Графики изменения давлений можно рассчитать и на весь процесс цементирования, включая закачку буферной жидкости, облегченного тампонажного раствора, цементного раствора нормальной плотности и продавочной жидкости Отмечая на графиках значения допустимых давлений, развиваемых насосами цементировочных агрегатов [Рнас] и давлений начала поглощения рассчитывают моменты изменения режимов продавки – перехода на меньшую подачу насосов ЦА или изменения количества ЦА, участвующих в продавке. При анализе полученных зависимостей определяется режим продавливания из условия. Полученные выводы обобщаются, и окончательно устанавливается режимно - технологические параметры процесса закачки и продавливания цементного раствора. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп», последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует заканчивать с наименьшей производительностью одним агрегатом. Если разность гидростатических давлений жидкостей, находящихся в обсадной колонне и в кольцевом пространстве, в какой-то момент времени окажется меньше гидродинамических потерь давления в трубах и кольцевом 128 пространстве, на устье скважины (на цементировочной головке) возникнет вакуум. Последнее может вызвать подсос воздуха через негерметичности в соединениях труб и, как следствие, образование пустот в цементном камне за колонной. Во избежание этого рекомендуется всегда иметь положительное давление на цементировочной головке на устье скважины, создавая в случае необходимости давление на устье в кольцевом пространстве, направляя выходящую из скважины жидкость через штуцерную батарею. 13 Определение времени цементирования В соответствии с рассчитанными режимами работы цементировочной техники, определяется планируемое время цементирования, Tцем Vб .ж. n Viтр N Viпр.ж (600 900) сек, Qб .ж. i 1 Qiз i 1 Qi пр. ж где: Viтр -объем тампонажного раствора закаченного в скважину при расходе Qi; Viпр.ж - то же для продавочной жидкости; Qб .ж. - расход при закачке буферной жидкости; Vб.ж. - объем буферной жидкости. Время цементирования не должно превышать 75% от времени прокачиваемости тампонажного раствора. В случае ступенчатого расчет процесса цементирования производится аналогично, но отдельно для каждой ступени. Место установки цементировочной муфты определяется геологическими условиями. При опасности поглощения тампонажного раствора муфта должна устанавливаться выше зоны поглощения. При этом должно соблюдаться условие Ркп < Ргр. В случае опасности газопроявлений цементировочная муфта должна быть установлена на 100-200м выше кровли газоносного пласта. 129 Результаты расчетов по данному разделу должны быть представлены в виде таблицы и графиков. Способ проверки герметичности обсадной колонны определяется назначением скважины. В зависимости от выбранного способа разрабатывается технологическая схема испытания на герметичность (давление опрессовки, уровень снижения жидкости в колонне, время испытания и т.д.) выбирается комплекс геофизических методов контроля качества цементирования. 14 Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения В данном разделе проекта необходимо определить необходимую величину депрессии на пласт для вызова притока пластового флюида, обосновать способ вызова притока (замена промывочной жидкости на воду или нефть; аэрация промывочной жидкости; применение пены; свабирование; использование пластоиспытателя, УОТС и т.д.). В проекте должен быть обоснован способ перфорации и плотность перфорационных отверстий, вид и параметры перфорационной жидкости, способ ее доставки на забой, подобрано оборудование для устья скважины для безопасного проведения перфорации и вызова притока согласно. 15 Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности В данном разделе необходимо дать перечень мероприятий по безопасному и безаварийному ведению работ по спуску колонны, ее цементированию, опрессовке и освоению скважины, наметить конкретные мероприятия по охране окружающей среды от загрязнения. 130 16 Специальная часть курсовой работы Специальная часть проекта может быть выполнена либо в виде реферативного обзора, либо в виде обобщения экспериментальных или теоретических исследований. собственных Тема специальной части согласовывается с руководителем и при высоком качестве выполнения может явиться основой специальной части дипломного проекта. 17 Требования к оформлению курсовой работы Курсовая работа должна выполнятся согласно данными методическими указаниями. Оформление проекта производится на листах белой бумаги форматом А4 (297 х 210 мм) в соответствии с требованиями ГОСТ, рукописным или печатным способом. Допускается размещать текст по обе стороны листа. Лист должен иметь рамку и основную надпись. Расстояние от рамки до границ текста рекомендуется оставлять в начале строк – не менее 5 мм, в конце строк не менее 3 мм. Расстояние от верхней или нижней строки текста до рамки должно быть не менее 10 мм. Название разделов и подразделы должны быть оформлено строчными буквами (кроме первой буквы – прописной). Текст должен быть сжатым и понятным, в нем не должно быть большего числа общих положений, повторяющихся громоздких расчетов (в этом случае проводится пример расчета, остальные данные сводятся в таблицу), подробного переписывания технических данных стандартного оборудования. Основное место должны занимать собственные решения, расчеты, анализы и выводы. Все сокращения в тексте русских слов и словосочетаний допускается делать в соответствии с ГОСТ 7.12.-77. Все расчеты в проекте должны выполняться только в соответствии с Международной системой (СИ). Формулы, таблицы и рисунки должны иметь нумерацию (одна или две цифры соответствуют номеру раздела, следующие цифры – номеру формулы, рисунка, таблицы) Схемы, рисунки и т.д. должны быть выполнены аккуратно тушью или 131 пастой, иметь подрисуночную подпись. В конце проекта приводится список используемой литературы. На титульном листе руководитель указывает ритмичность работы студентов над работой. Выполненная работа проверяется руководителем курсового проектирования, который дает разрешение на допуск работы к защите. Работа, выполненная небрежно, с ошибками, с отступлением от исходных данных и требований настоящих указаний, возвращается на исправление. Защита курсовой работы производится перед комиссией в сроки, определенные графиком учебного процесса. При оценке работы учитывается обоснованность принятых решений, умение их защищать, качество оформления. При защите курсовой работы представляется презентация по специальной части . Список рекомендуемой литературы Нормативная литература 1. Временная инструкция по технологии приготовления глинистого раствора в условиях буровой из глинопорошка ПБМВ. «ТатНИПИнефть» ОАО « Татнефть». 2. Инструкция по технологии приготовления и применения бурового раствора на основе химически-активных ингредиентов. РД 39-0147585-133-96. 3. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных скважин в кусте. – М.: 1996 4. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М. изд. ВНИИКрнефть, 1975. 5. Инструкция по применению центраторов для обсадных колонн. – изд. ВНИИБТ, 1972. 6. Инструкция по расчету бурильных колонн. – М.: 1997. 7. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. – М.: 1999. 8. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва,1997. 132 9. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. – М.:1998, 10. Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-2-645-81.М.:1981. 11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. –М.: НПО ОБТ.2003. 12. Положение о порядке отбора и анализа проб тампонажного цемента. РД 153-39.0-383-05. 13. РД-08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промыщленности.М.1998. 14. РД-08-195-98. Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для капитального ремонта скважин. – М.: изд. МГРИ.1998. Учебная литература 15. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989. 16. Башлык С.М., Загибайло О.Л. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочной жидкостям. Учебное пособие для техникумов. – М.:Недра,1982. 17. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. Пособие: В 2-х кн. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 18. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. – М.:Недра,1982. 19. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы: Учебное пособие для вузов.- М :.Недра,1987. 20. Булатов А.И., Демикнов Р.Р., Макаренко Р.Р. Контроль OVER процессов OF дрилинг. – М.: Недра, 1998. 21. Булатов А.И., Долгов С.В. Справочник буровика: Справочное пособие 1ООО «Недра-Бизнесцентр» , 2006 22. БулатовА.И., Долгов С.В. Справочник буровика : Справочное пособие 2 – ООО «Недра – Бизнесцентр» , 2006 133 23. Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: Учебн. пособие для нач. проф. образование. – М.: Издательский центр « Академия»,2008. 24. Городнов В.Д. Буровые растворы. – М.:Недра,1985. 25. Гульянц Г.М. Справочное руководство по противовыбросовому оборудованию – М.: Недра 1983. 26. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. – М.: Недра,1987 27. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным скважинам. –М.:Недра, 1987. 28. Иогансен К.В. Спутник буровика .-М.: Недра,1990. 29. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г. Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения. – –М.:Недра, 1998. 30. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. М.: Недра,1989. 31. Литяева З.А. Глинопорошки для буровых растворов. – М.: Недра,1992. 32. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись,2005. 33. Соловьев Е.М. Закачивание скважин. – М.: Недра, 1976, 290 с. 34. Соловьев Е.М. Сборник задач по заканчиванию скважин. – М.: Недра,1989. 35. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1981. 36. Справочник инженера по бурению, т. 1 и 2. – М.: Недра, 1973 (под ред. В.И.Мищевича). 37. Трубы нефтяного сортамента. Справочник/Под редакцией А.Е. Сарояна. – М.: Недра, 1987 38. Цементы тампонажные. Методы испытаний. ГОСТ 26798.1-96 39. Цементы тампонажные. Технические условия. ГОСТ 1581-96 40. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. – М.:ВНИИБТ. 134 Приложение Приложение 1 Плотность материалов, применяемых в бурении Материал Алебастр Асбест Асфальт Баббит Барий Бетон Бронза Вольфрам Железо прокат Золото Гипс гашеный Гипс обожженный Гудрон Известь гашения Известь обожженная Парафин Свинец Сталь Плотност Материал ь ( г/см3) Твердые тела и жидкости 2,2-2,9 Алюминиевый сплав Д2,1-2,8 16Т 1,1-1,5 Бензин при t=15С 7,1 Керосин при t=15С 3,6 Машинное масло при 1,8-2,45 t=20С 7,4-8,8 Морская вода при 19,15 t=4С 7,6-7,8 Вода пластовая 19,3 Нефть при t=15С 0,97 ГКЖ-10, 11 1,81 Целлулоид 1,02 Бумага писчая 1,2-1,3 Бумага 0,9-1,3 хлопчатобумажная 0,87-0,91 сухая 11,3Пробка 11,94 Ртуть 7,85 Серебро Сера Слюда Спирт Плотность ( г/см3) 2,8 0,7-0,75 0,79-0,82 0,9-0,91 1,026 1,05-1,2 до 0,98 1,17-1,21 1,4 0,7-1,15 1,5 0,25 13,6 10,5 1,95-2,00 2,6-3,2 0,79 1,4-1,55 135 Кожа Торф воздушносухой Хлопок воздушносухой Карбид кальция Магний Марганец Медь красная Молибден Натрий Нафталин Никель Хром Цинк 0,85-1,0 0,5 1,47-1,5 2,26 1,74 7,3 8,8 10,2 0,97 1,15 8,8 6,7 6,8-7,3 Кирпич обыкновенный Каучук Кварц Латунь Лед Нитроглицерин Олово Пемза Платина Уксусная кислота Уран Фосфор Цемент Чугун Шамотный камень 0,93 2,65 8,5-8,6 0,91 1,6 7,2 0,4-0,9 21,4 1,049 18,7 1,8-2,2 1,25-2,3 6,6-8,8 1,85 Приложение 2 Плотность горных пород Породы Извержение Гранит Габбро Гранодиорит Сиенит Диабаз, базальт Диорит Норит Перидотит Пироксенит Ангидрит Гипс Гнейс Глинистый сланец Известняк плотный Известняк ракушечник Мрамор Доломит Мел Песчаник Плотност ь ( г/см3) 2,6 2,4-3,0 2,85-3,12 2,67-2,80 2,63-2,90 2,7-3,3 2,72-2,99 2,72-3,02 2,78-3,4 3,1-3,4 2,78-3,00 2,17-2,40 1,2-2,0 1,54-2,85 1,74-3,00 1,3-1,6 2,52-2,86 2,55-2,9 1,53-2,7 1,6-2,77 Породы Плотность ( г/см3) Уголь древесный Каменный уголь Бурый уголь Графит натуральный Кремний Соль поваренная Глина сухая Глина свежая Ил Пуццолан Песок сухой Песок влажный Песок мокрый Туф Гравий сухой Гравий сырой Земля глинистая Земля сухая Чернозем Лёсс 0,3-0,9 1,2-2,5 1,1-1,44 2,25 2-3,39 2,08-2,2 1,25-1,52 1,65-2,85 1,22 1,15-1,23 1,14-1,65 1,7-1,9 1,95-2,65 2,56 1,8-2,0 2,0-2,65 1,6 1,6-1,9 0,81-0,845 0,75-1,6 136 Приложение 3 Утяжелители, применяемые в бурении Материал Барит кировобатский Барит беловский Барит кутаисский Барит константиновский и ильский : 1 сорт 2 сорт 3 сорт Барит качканарский ЖРК-1 Барит качканарский ЖРК-2 Барит гурьевский КБ-5 Плотность ( г/см3) 4,5 4,5 4,5 4,25 4,15 4,05 4,6-5 3,2-3,6 4,2 Материал Гематит Серый колчедан Магнетитовые пески Пиритовые огарки Карбонат кальция Сульфат стронция Аморфный кремний Сидеритовая руда мергель ильменит галенит Плотность ( г/см3) 5,19-5,60 4,9-5,2 4,9-5,2 3,6-3,8 2,7 3,75 2,6 3,5 2.65 4.79 7.4-7.6 137 Приложение 4 Классификация буровых растворов 138 Приложение 5 Свойства бурового раствора 139 Приложение 6 Термины и определения основных показателей бурового раствора Термин Плотность Условная вязкость Касательное напряжение сдвига Пластическая вязкость Динамическое напряжение сдвига Эффективная вязкость Статическое напряжение сдвига Единица физической величины кг/м3 (г/см3) с Па Па-с Па Па-с Па Определение Масса единицы объема бурового раствора. Величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая утлом наклона этой прямой. Величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в 140 Показатель фильтрации см Толщина фильтрационной корки Показатель коллоидальности Коэффициент коллоидальности Показатель минерализации Водородный показатель Напряжение электропробоя Ом Электрическое сопротивление Па Показатель консистенции бурового раствора Показатель неньютоновского поведения бурового раствора Дж/(кг-°С) покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры. Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время Величина, косвенно характеризующая физикохимическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы Величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора. Величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия. Величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода. Величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор Сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время. Количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. 141 Показатель седиментации бурового раствора Коэффициент теплопроводности бурового раствора Термический коэффициент объемного расширения Вт/(м-°С) Показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Величина, характеризующая способность бурового раствора проводить теплоту, определяемая количеством теплоты, проходящей в единицу времени через единицу изотермической поверхности при температурном градиенте, равном единице Величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1 К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре. Приложение 7 Классификационная схема промывки скважин 142 Приложение 8 Основные термины и определения для технологического процесса промывки скважины Термин Промывка ствола скважины Приготовление бурового раствора Смешивание компонентов бурового раствора Диспергирование компонентов бурового раствора Перемешивание бурового раствора Определение Промывка ствола Технологический процесс при строительстве скважины с использованием бурового раствора. Комплекс технологических операций по созданию бурового раствора определенного типа из исходных компонентов. Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в соединении его исходных компонентов. Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в измельчении его компонентов. Технологическая операция приготовления и обработки, заключающаяся в равномерном распределении компонентов в данном объеме бурового раствора и вовлечении объема бурового раствора в движение. Дозированная подача Технологическая операция приготовления бурового раствора, компонентов бурового заключающаяся в измельчении его компонентов Технологическая раствора операция приготовления и обработки, заключающаяся в равномерном распределении компонентов в данном объеме бурового раствора и вовлечении объема бурового раствора в движение. Обработка бурового Технологическая операция приготовления, обработки, утяжеления раствора бурового раствора, заключающаяся в подаче компонентов в зону 143 Аэрация раствора бурового Химическая обработка бурового раствора Утяжеление бурового раствора Прокачивание бурового раствора по стволу скважины Подпор бурового раствора Закачивание бурового раствора Очистка бурового раствора от шлама сетками Очистка бурового раствора от шлама в отстойниках Очистка бурового раствора от шлама в гидроциклонах Дегазация бурового раствора Регенерация компонентов бурового раствора Замена раствора смешивания в определенном количестве во времени Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в регулировании свойств бурового раствора химическими или физико-механическими методами. Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него газообразных агентов для понижения плотности. Комплекс технологических операций обработки бурового раствора химическими реагентами. Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него утяжелителя для повышения плотности. Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в прокачивании бурового раствора по схеме буровой насос - ствол скважины - буровой насос Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в принудительной подаче бурового раствора в приемную линию бурового насоса. Технологическая операция прокачивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в приемке и нагнетании бурового раствора в скважину Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении примесей из бурового раствора. Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении шлама из бурового раствор. Очистка бурового раствора Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем пропускания его через вибрирующую сетку. Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем осаждения его в отстойниках. Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем отделения его под действием инерционных сил в гидроциклонах. Технологическая операция очистки бурового раствора по удалению из него газообразного агента. Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в извлечении исходных компонентов из бурового раствора для последующего их использования. бурового Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в замещении всего рабочего объема или его части другим буровым раствором. 144 Приложение 9 Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважин 145 Приложение 10 Функции и ограничения процесса промывки скважин Функция Ограничение 146 Разрушать забой Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность.Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов Предупреждать обвалы стенок скважины. Взвешивать компоненты раствора и шлам. Сбрасывать шлам в отвал. Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование Не разрушать долото, бурильный инструмент и оборудование. Не размывать ствол скважины. Не приводить к поглощениям раствора и не подвергать гидроразрыву пласты. Не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов Не приводить к высоким потерям гидравлической энергии. Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора. Не вызывать осыпей и обвалов стенок скважины Приложение 11 Основные направления утилизации отходов бурения 147 148
