КОРОТКИЙ ОГЛЯД ПРО НАФТУ І ГАЗ

1 КОРОТКИЙ ОГЛЯД ПРО НАФТУ І ГАЗ

Коротка історія розвитку нафтової і газової промисловості

У літературних джерелах про перший видобуток нафти в Україні вперше згадується у 1617 р. В 1721 р. Жанчинський писав, що в Слободі Рунгурській і на… Розширення сфери використання нафти спричинило вдосконалення техніки її… Великі географічні відкриття і розквіт торгових відношень значно сприяли росту різних галузей промисловості, особливо…

Нафтогазоносні регіони України

У межах України наявні три нафтогазоносні регіони: східний - Дніпровсько-Донецька западина; західний - Західно-Український регіон та Кримська… Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ). Розміри западини - 630x210 км, площа -… Західно-Український регіон. Загальні розміри регіону - 300´320 км. Він охоплює частину Волинської, Тернопільську…

Характеристика пластових флюїдів нафтових і газових родовищ

Природний резервуар – це частина об’єму в масиві гірської породи в якому можуть знаходитись нафта, газ і вода, в межах якого можливий їх рух.

Не всі природні резервуари, які трапляються в земній корі, можуть бути заповнені нафтою чи газом. Переважна їх більшість заповнена водою. Нафта і газ, які потрапили в природний резервуар, заповнений водою, знаходяться у верхній частині.

 

Рисунок 1.1 – Схема розподілу газу, нафти і води в пастці

 

Пастка(рис. 1.1)– це частина природного резервуару, яка частково чи повністю забезпечує вловлювання й утримування напливних в резервуар рідких і газоподібних вуглеводнів протягом деякого відрізку геологічного часу і в межах якого встановлюється рівновага між нафтою, газом і водою під впливом переважної дії гравітаційних сил. Пасткою незалежно від її виду і походження називають об'єм порід будь-якої геометричної форми, здатний вловлювати і нагромаджувати нафту і газ. Під дією сил гравітації проходить розподіл газу, нафти і води за їх густиною.

Нафта - складне з'єднання вуглецю і водню. Такі з'єднання називаються вуглеводнями. Відома величезна кількість різних за своїми властивостями вуглеводнів, відмінних один від одного числом атомів вуглецю і водню в молекулі і характером їх зчеплення. Окрім вуглецю і водню, в нафтах містяться в невеликих кількостях кисень, азот і сірка, в мізерних кількостях у вигляді слідів - хлор, фосфор, йод і інші хімічні елементи. Нафти зустрічаються наступних груп: метанові (парафінові), нафтенові і ароматичні. Звичайно нафти бувають змішаного типу з переважанням в їх складі тієї або іншої групи вуглеводнів і залежно від цього називаються парафіновими, нафтеновими або ароматичними. Найбільш поширені в природних умовах вуглеводні метанового ряду.

Фізичні властивості і якісна характеристика нафт і нафтових газів залежать від переважання в них окремих вуглеводнів або суміжних груп. Нафти з переважанням складних вуглеводнів (важкі нафти) містять меншу кількість бензинових і масляних фракцій. Вміст в нафті великої кількості смолянистих і парафінових з'єднань робить її малорухливою, що вимагає особливих заходів для витягання її на поверхню і подальшого транспортування. Густина нафти коливається від 760 до 980 кг/м³. Легкі нафти з густиною до 880 кг/м³ найцінніші, оскільки містять більше бензинових і масляних фракцій.

Нафти володіють самою різною в'язкістю, у декілька разів перевищуючої в'язкість води. З підвищенням температури в'язкість будь-якої рідини (у тому числі і нафти) різко зменшується. Наприклад, при підвищенні температури багатьох бакинських нафт від 10 до 30° її в'язкість зменшується в 2 рази. Тому під час перекачування в'язких нафт і мазуту їх звичайно підігрівають.

Фізичні властивості нафти в пластових умовах значно відрізняються від властивостей дегазованої нафти. В умовах пластового тиску в нафті завжди розчинена певна кількість газу, що досягає іноді 300-400 м³ на 1 м³ нафті. Розчинений газ різко знижує густину і в'язкість нафти і збільшує її стисливість і об'єм.

Горючий газ за хімічною природою схожий з нафтою. Він, також є сумішшю різних вуглеводнів: метану, етану, пропану, бутану, пентану. Найлегший зі всіх вуглеводнів - метан; в газах, що видобуваються, його міститься від 40 до 95% і більше (по відношенню до всієї кількості газу). Окремі вуглеводні, що входять до складу нафтових газів, відрізняються один від одного фізичними властивостями. Чим більше в нафтовому газі легких вуглеводнів (метану і етану), тим легше цей газ і менше його теплота згорання. У важких газах, навпаки, вміст метану і етану незначний.

За атмосферних умов метан і етан завжди перебувають в газоподібному вигляді. Пропан і бутан також належать до газів, але вони дуже легко переходять в рідину навіть при дуже малому тиску.

Найбільшу пружність пари має метан, який за нормальних умов не можна перетворити на рідину, оскільки його критична температура рівна - 82,1 °С. Так же важко переводиться в рідину етан.

Залежно від переважання в нафтових газах легких або важких (від пропану і вище) вуглеводнів гази розділяються на дві групи - сухі і жирні.

Сухий газ – природний газ, в якому не містяться важкі вуглеводні або вміст їх трохи знижений.

Жирний газ– газ, в якому важкі вуглеводні містяться в таких кількостях, коли можна одержувати зріджені гази або газові бензини.

Одним з основних фізичних параметрів нафтового газу є його густина, яка коливається від 0,72 кг/м³ для метану до 3,2 кг/м³ для пентану.

ЗЕМНА КОРА, ЇЇ БУДОВА І ВЛАСТИВОСТІ

Склад і будова гірських порід

Наведені цифри дають уяву про глибини експлуатації земних надр, яких людство досягло сьогодні і зможе досягнути в найближчі десятиліття. Ці глибини… За сучасними уявленнями Земля складається з концентричних оболонок, або… Земна кора складається з кисню (47,2 % за вагою), кремнію (27,6 %), алюмінію, заліза, кальцію, натрію, калію, магнію й…

Рисунок 2.1 – Будова Землі

 

 

На глибині 2900 км міститься ядро Землі, радіус якого становить близько 3500 км. у його складі виділяють суб’ядро (тверде ядро) радіусом 1300 км та зовнішнє (рідке) ядро. Глибинні шари Землі нагріті більше, ніж поверхневі. Головним джерелом внутрішнього тепла Землі є розпад радіоактивних елементів у її надрах.

Фізичні властивості гірських порід

1 Магматичні або вивержені. 2 Осадові. 3 Метаморфічні.

Таблиця 2.1 – Класифікація фізичних властивостей гірських порід

Найбільшу густину мають масивно-кристалічні вивержені породи, найменшу – осадові і деякі ефузивні (вулканічні туфи, пемзи). В цілому густина… Під пористістю гірської породи розуміють сумарний відносний об’єм наявних в… Пористість визначають у процентах, відносячи об’єм пор V до загального об’єму породи. Пористість гірських порід…

КЛАСИФІКАЦІЯ СВЕРДЛОВИН, СПОСОБІВ І РЕЖИМІВ ЇХ БУРІННЯ

Поняття про свердловину та її елементи

Свердловиною називають гірську умовно циліндричну виробку, що споруджується без доступу в неї людини і діаметр якої в багато разів менший від… Початок свердловини називається устям, циліндрична поверхня - стінкою або… Свердловини бурять вертикальні (рис. 3.1 а, 3.1 б) і похилі (рис.3.1 в). В останньому випадку свердловину примусово…

Класифікація свердловин за призначенням

За призначенням всі свердловини, що буряться з метою геологічного дослідження району, поділяються на опорні, параметричні, структурні, пошукові,… Опорні свердловини бурять для вивчення геологічної будови і гідрогеологічних… Параметричні свердловини призначені для детальнішого вивчення геологічної будови розрізу, особливо на великих…

Способи буріння свердловин

 

Руйнувати гірські породи можна механічним, термічним, фізико-хімічним, електроіскровим та іншими способами. Проте в даний час промислове застосування знайшли тільки способи механічного руйнування породи, а інші поки що знаходяться в стадії експериментальної розробки.

Механічне буріння здійснюється такими способами:

1) ударним:

а) ударно-штанговим;

б) ударно-канатним;

2) обертальним:

а) роторним;

б) із застосуванням вибійних двигунів (турбобурів, електробурів, гвинтових двигунів);

в) шнековим;

3) ударно-обертальним.

Ударне буріння

Ударний спосіб вже майже 50 років практично не застосовується в нашій та зарубіжних країнах для буріння нафтових і газових свердловин. Проте у… З усіх різновидностей ударного буріння в даний час застосовується тільки…  

Обертальне буріння

При обертальному бурінні руйнування породи відбувається в результаті одночасної дії на долото осьового навантаження і крутного моменту. Під дією… При роторному бурінні (рис. 3.4) потужність від двигунів 9 передається через… При бурінні з вибійними двигунами долото 1 нагвинчується на вал, а бурильна колона з’єднується з корпусом двигуна 2.…

Процес буріння свердловини чергують із спуском обсадних колон 3,7, цементуванням затрубного простору 4, проведенням каротажних робіт, дослідженням перспективних пластів, тощо.

 

Ударно-обертальне буріння

 

При ударно-обертальному бурінні долото здійснює обертання з допомогою ротора, осьові коливання з певною амплітудою і частотою, які створюються вібраторами чи вібромолотами, встановленими на поверхні, або вибійними двигунами, розміщеними над долотом.

При бурінні глибоких свердловин застосовують другий спосіб, коли обертання долота здійснюється з поверхні роторним способом, а коливання долота, тобто динамічні удари долота об породу, створюються гідравлічними, пневматичними та іншими вибійними двигунами - вібробурами. Поширення одержали гідравлічні вібробури клапанного типу, які дають при бурінні твердих і надтвердих порід високі показники роботи долота.

 

Параметри режимів буріння свердловини

Ефективність руйнування породи долотом залежить від багатьох факторів: осьового навантаження на долото, частоти його обертання, чистоти вибою… Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів, які впливають на… До режимних параметрів належать:

Основні техніко-економічні показники будівництва свердловин

Будівництво свердловин включає в себе такі етапи: 1 Підготовчі роботи, виконані до будівництва вишки і монтування обладнання… 2 Вишкомонтажні роботи (будівництво або перетягування вишки, монтування бурового обладнання, встановлення його на…

Основні документи на будівництво свердловин

Залежно від призначення свердловин складають індивідуальні або групові технічні проекти. За індивідуальними технічними проектами бурять опорні,… а) метою буріння (наприклад, експлуатація); б) проектною глибиною (в одну групу об’єднують свердловини, глибини яких відрізняються від середньої в той чи інший…

ПОРОДОРУЙНУЮЧИЙ ІНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

Призначення та класифікація породоруйнуючого інструменту

Породоруйнуючі інструменти (бурові долота і бурильні головки) призначені для руйнування гірської породи в процесі буріння свердловин. Руйнування… За характером руйнування породи бурові долота класифікуються таким чином: а) долота ріжуче-сколюючої дії для розбурювання в’язких і пластичних порід невеликої твердості та малої…

Бурові долота для буріння свердловин суцільним вибоєм

Для буріння свердловин суцільним вибоєм застосовують лопатеві, шарошкові, алмазні і твердосплавні долота.

Лопатеві долота

 

При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують лопатеві долота ріжуче-сколюючого і ріжуче-стираючого типів. До першої різновидності належать дво- (2Л) (рис. 5.1) і трилопатеві (3Л) долота (рис. 5.2), а до другої - трилопатеві (3ИР) (рис. 5.3) і шестилопатеві (6ИР), , і шестилопатеві долота “ИСМ” (рис. 5.4).

Рисунок 5.1 – Дволопатеве долото 2Л

 

 

Рисунок 5.2 – Трилопатеве долото 3Л

Рисунок 5.3 – Трилопатеве долото "ЗИР"

 

Рисунок 5.4 – Шестилопатеве долото "ИСМ"

 

Ці долота використовують для буріння в неабразивних м’яких пластичних породах і для буріння в неабразивних м’яких породах з пропластками неабразивних порід середньої твердості.

Шарошкові долота

Основний об’єм буріння нафтових і газових свердловин виконується шарошковими долотами. Шарошкові долота мають такі переваги порівняно з… а) площа контакту шарошкових доліт з вибоєм набагато менша, але довжина їх… б) шарошки долота перекочуються по вибою на відміну від лез лопатевого долота, ковзаючих по ньому, внаслідок чого…

Таблиця 5.1 – Область застосування тришарошкових доліт

а - гідромоніторне з відкритою опорою; б - гідромоніторне з герметизованою опорою; А-А – промивальний отвір із соплом (насадкою)

Рисунок 5.5 – Тришарошкове долото

 

Алмазні долота

 

Алмазні долота призначені для руйнування різанням (мікрорізанням) і стиранням неабразивних порід середньої твердості і твердих (рис. 5.6).

 

Корпус; 2 - приєднувальна різьба; 3 - матриця;4 - алмазовміщуючі сектори;5 - промивальні канали; 6 - промивальні отвори

Рисунок 5.6 – Алмазне долото

Враховуючи високу вартість алмазних доліт, їх доцільно застосовувати на великих глибинах (більше 3000 м), оскільки вони забезпечують значну проходку на долото, що скорочує затрати часу на спуско-підіймальні роботи для заміни долота.

Алмазні долота виготовляють двох модифікацій:

а) одношарові з розміщенням відносно великих алмазів у поверхневому шарі;

б) імпрегновані (багатошарові), матриця яких виготовлена із ретельно змішаного порошкоподібного твердосплавного матеріалу з подрібненими природними або синтетичними алмазами.

Для підвищення працездатності алмазних доліт необхідно перед їх спуском провести підготовку ствола і вибою свердловини. З цією метою до переходу на алмазні долота необхідно відпрацювати три-п’ять шарошкових доліт з металошламоуловлювачем, встановленим над вибійним двигуном або на віддалі (10-12) м від долота при роторному способі.

Твердосплавні долота

 

Поряд з алмазними широко застосовуються твердосплавні долота, контактні сектори яких укріплені твердими сплавами. При бурінні з вибійними двигунами в неабразивних породах середньої твердості добрі результати дають долота, армовані твердим сплавом і зубцями, виготовленими з твердого сплаву “Славутич”. Останні, як і лопатеві долота, розроблені інститутом надтвердих матеріалів Національної Академії Наук України (“ІНМ”), (рис. 5.7).

 

1 – корпус; 2 - приєднувальна різьба; 3 - різці-вставки; 4 - насадка;

5 - промивні канали

Рисунок 5.7 – Твердосплавне долото "ИСМ" типу М

Долота “ИСМ” руйнують породу аналогічно алмазним долота, тобто за принципом різання (мікрорізання) і стирання.

 

Бурові долота спеціального призначення

З цієї групи доліт найбільше застосування одержали: Пікоподібні долота. Застосовують для створення плавного переходу ствола… Виготовляють пікоподібні долота двох типів:

БУРИЛЬНА КОЛОНА. ВИБІЙНІ ДВИГУНИ

Призначення та складові елементи бурильної колони

 

Бурильна колона призначена для:

а) передачі обертання від ротора до долота;

б) сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна;

в) підводу до вибою промивальної рідини;

г) створення осьового навантаження на долото;

д) підйому і спуску долота і вибійного двигуна;

е) монтажу окремих секцій струмопідводу при бурінні електробуром;

є) проведення допоміжних робіт (проробка, розширення і промивання свердловини, дослідження пластів тощо).

Бурильна колона складається з ведучої труби, бурильних труб, обважнених бурильних труб, замків, перевідників і з’єднуючих муфт.

Бурильні труби та з’єднуючі муфти

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи сталевих бурильних труб: · з висадженими всередину кінцями і з’єднуючими муфтами до них (ТБВ); · з висадженими назовні кінцями і з’єднуючими муфтами до них (ТБН);

Бурильні замки

У процесі спуску і підйому бурильної колони недоцільно згвинчувати всі труби, з яких зібрана колона. Набагато швидше здійснювати спуско-підіймальні… У бурильній колоні основними з’єднуючими елементами є бурильні замки, які… а) ЗН - з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину…

Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото і збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини… Обважнені бурильні труби бувають таких типів: а) з гладкою поверхнею на всій довжині;

Ведучі бурильні труби

 

Ведучі бурильні труби призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони та циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, які складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перевідника (ПШВ) і нижнього штангового перевідника (ПШН).

Ведучу трубу в зборі рекомендується приєднувати до ствола вертлюга за допомогою перевідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ і стволі вертлюга.

Для захисту від зносу замкової різьб ПШН, яка піддається багаторазовим згвинчуванням та розгвинчуванням при нарощуванні бурильної колони і спуско-підіймальних операціях, на перевідник ПШН додатково нагвинчують запобіжний перевідник.

Квадратні штанги для ведучих труб виготовляють довжиною до 16,5 м із сталі групи міцності “Д” і “К”.

Перевідники

Перевідники призначені для з’єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони… Всі перевідники поділяються на три типи: а) перевідники перехідні або запобіжні (ПП);

Призначення вибійних двигунів і їх модифікації

Для буріння нафтових і газових свердловин застосовують гідравлічні та електричні вибійні двигуни, які перетворюють відповідно гідравлічну енергію промивальної рідини або електричну енергію в механічну на вихідному валу двигуна.

Гідравлічні вибійні двигуни випускають двох типів:

1 Гідродинамічного – турбобури;

2 Гідростатичного – гвинтові двигуни.

Електричні вибійні двигуни отримали назву електробурів.

Турбобури

У практиці буріння використовують такі турбобури: 1 Односекційні типу Т12; 2 Секційні;

Гвинтові вибійні двигуни

1 Статор-корпус з порожнинами, що прилягають кінцями до камер високого і низького тисків. 2 Ведучий ротор-гвинт, крутний момент якого передається виконавчому… 3 Замикачі гвинтової поверхні, що призначені для герметизування робочих органів і запобігання перетікання рідини із…

Електробури

Електродвигун являє собою високовольтну, трифазну, асинхронну мастилонаповнену машину з короткозамкнутим ротором. Він монтується в трубних секціях,… Буріння з допомогою електробурів має ряд переваг порівняно з використанням… 1 Незалежність потужності і частоти обертання вала електробура від кількості і властивостей промивальної рідини.

ВИКРИВЛЕННЯ СВЕРДЛОВИНИ. ЗАСОБИ ЙОГО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ. УСКЛАДНЕННЯ В ПРОЦЕСІ

БУРІННЯ

Поняття про викривлення свердловин

Як уже відзначалось, свердловини бурять вертикальні, похилі, і похиловикривлені. У першому випадку вживають заходи спрямовані на запобігання… Положення осі свердловини в будь-якій точці прийнято характеризувати трьома… 1 Зенітним кутом a, тобто кутом між вертикаллю і дотичною до осі в даній точці;

Рисунок 7.1 – Профілі похилих свердловин

 

Основним заходом, спрямованим на попередження викривлення вертикальних свердловин і буріння спрямованих, є вибір конструкції низу бурильної колони (КНБК), яка забезпечує проходку свердловини з високими показниками роботи долота в найрізноманітніших геологічних умовах.

За принципом дії КНБК поділяють на три групи:

1 Компоновки, що працюють на принципі виска (маятника);

2 Компоновки, що працюють на принципі центрування долота в свердловині;

3 Компоновки, що працюють на використанні гіроскопічного ефекту.

Незалежно від способу буріння технологія проведення похилих свердловин основана на використанні геологічних умов, які сприяють викривленню свердловини та на застосуванні спеціальних відхилюючих пристроїв. При роторному способі буріння ствол свердловини відхиляється від вертикалі за допомогою клиновидних або шарнірних відхилювачів.

При турбінному бурінні для відхилення ствола свердловини від вертикалі застосовують різні конструкції відхилювачів, а саме: кривий перевідник, відхилювач з перекошеними різьбами, відхилювач з накладкою, ексцентричний ніпель, пружний відхилювач, турбінний відхилювач.

При бурінні з електробуром, крім відхилювачів, які встановлюють безпосередньо над двигуном (кривий перевідник, відхилювач з перекошеними різьбами), використовують механізм викривлення, який являє собою електробур, у якого завдяки застосуванню зубчатої муфти зчеплення вали двигуна і шпинделя з’єднуються під кутом.

 

Види буріння похилих свердловин

У даний час застосовують такі види буріння свердловин: 1 Послідовне буріння декількох похилих свердловин з однієї площадки, або так… 2 Паралельне буріння двох свердловин з допомогою одного комплекта бурового обладнання однією буровою бригадою, або так…

Рисунок 7.2 – Схема багатовибійного буріння свердловин

 

Ускладнення в процесі буріння

1 Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (аномально високі або аномально низькі пластові тиски, несприятливі характеристики… 2 Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови… 3 Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним…

Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів. Причина поглинань – порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, що призводить до відходу технологічної рідини в пласт. Проникність пласта відповідає його природному стану або сформувалась через гідророзрив.

Різновидності поглинань:

1 Повне або катастрофічне поглинання, коли вся промивальна рідина, яка закачується в свердловину буровими насосами, розтікається по тріщинах і порожнинах породи, а до устя свердловини не доходить;

2 Часткове поглинання, коли частина рідини виходить в жолобну систему.

Попередження поглинань у процесі буріння.Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на три групи:

1 Регулювання властивостей промивальних рідин;

2 Управління гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні різних технологічних операцій (буріння, спуск-підйом, цементування та ін.);

3 Зміна характеристик поглинаючого пласта.

Флюїдопроявлення. До проявів належать самовільний вихід промивальної рідини, пластового флюїду різної інтенсивності (перелив, викид, фонтан) через устя свердловини по міжтрубному простору, бурильних трубах, міжколонному простору або заколонному простору за межами устя свердловини (грифони).

Причина флюїдопроявів - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і проявляючому пласті, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину

, (7.1)

де - тиск у свердловині;

- пластовий тиск.

Проникність пласта відповідає його природному стану або посилена гідророзривом.

Різновидності проявів:

1 Газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів);

2 Нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта);

3 Водопрояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації);

4 Змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості поступаючого флюїду).

Для попередження викидів і відкритого фонтанування у випадку флюїдопроявів необхідно:

1 Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти.

2 Систематично контролювати якість промивальної рідини, яка виходить із свердловини (густину, вміст газу); при підході до горизонту з аномально високим пластовим тиском (особливо газовим) необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів.

3 Перед розкриттям горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно завчасно довести густину промивальної рідини до норми (щоб не допустити проявів і поглинань).

4 Для розкриття горизонтів із підвищеним коефіцієнтом аномальності застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею, низьким статичним і динамічним напруженням зсуву та практично нульовим добовим відстоєм.

5 Здійснювати повну дегазацію промивальної рідини при необхідності припинити буріння і провести її заміну на свіжу з більшою густиною.

6 Мати на буровій запас промивальної рідини необхідної якості в кількості, не менше двох-трьох об’ємів свердловини.

7 При підйомі колони труб доливати в свердловину промивальну рідину з таким розрахунком, щоб рівень її завжди знаходився біля устя.

8 У складі бурильної колони необхідно мати зворотний клапан або над вертлюгом - кульковий кран високого тиску.

9 Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання.

10 При кожній промивці циркуляцію відновлювати при закритому превенторі на усті.

Ускладнення, викликані проявами сірководню. Природний і попутний нафтовий газ ряду родовищ містить сірководень, вуглекислоту та інші гази. У деяких родовищах їх вміст досить значний. Наприклад, родовища Прикаспію містять 29 % сірководню і до 25 % вуглекислого газу. Імовірність відкриття таких родовищ на великих глибинах буде зростати.

Порушення цілісності стінок свердловини. Причини ускладнень:

1 Порушення механічної міцності гірської породи в стінці свердловини внаслідок дії: статичних навантажень; знакозмінних навантажень (нестаціонарні гідромеханічні і термічні процеси), які можуть викликати втомне руйнування гірських порід; бурильної колони при її поздовжньому переміщенні, обертанні і коливаннях, що призводить до стирання породи на стінках, зрізанню її торцями замків і елементами КНБК, ударів по гірській породі;

2 Розчинення і розмив породи промивальною рідиною (хемогенні, глинисті відклади);

3 Розтеплення мерзлої гірської породи, що призводить до фазових перетворень (танення льоду-цементу).

Різновидності ускладнень: розширення ствола (утворення каверн за рахунок осипання і обвалювання та жолобів) або його звуження.

Обсипанням називають таке ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоком промивальної рідини і виноситься на денну поверхню.

Обвалюванням називають таке ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не в змозі швидко видалити цю породу на поверхню.

Звуження ствола свердловини можуть виникати внаслідок набухання гірських порід, їх обвалювання, утворення товстих фільтраційних кірок на проникних ділянках стінок, налипання на стінки частинок обсипаних і розбурених порід, зволожених промивальною рідиною. Зовні звуження виявляється у підвищенні тиску в насосах при промиванні, суттєвим збільшенням сили, необхідної для переміщення колони труб, а іноді промивання стає неможливим.

Для попередження обсипання і обвалювання порід необхідно використовувати спеціальні промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини.

Ускладнення при бурінні вічномерзлих порід. Гірські породи називаються мерзлими або кріогенними, коли їх температура нижче 0°С, а вода, що входить до їх складу, повністю або частково знаходиться в твердому стані, тобто у вигляді льоду. Розрізняють три види кріогенної структури мерзлих порід: масивну; шарувату, в якій лід знаходиться у вигляді орієнтованих в одному напрямку лінз і прошарків; сітчасту, де лінзи і прошарки льоду перетинаються.

Прихоплювання колони труб. Нерідко для підйому колони із свердловини необхідно прикласти навантаження, що значно перевищує вагу колони. Таке ускладнення називають затяжкою. Якщо зрушити колону з місця не вдається, прикладаючи навантаження, при якому напруження в трубах наближаються до їх міцності, або допустимої вантажопідіймальності вишки чи талевої системи, ускладнення називається прихоплюванням. Якщо для ліквідації прихоплювання прикласти більше навантаження, то ускладнення може перейти в аварію.

За характеристикою утримуючої сили і обставин, які передують виникненню, прихоплювання ділять на три групи:

1 Прихоплювання із-за перепаду тиску;

2 Прихоплювання в жолобі і внаслідок заклинювання колони труб стороннім предметом;

3 Прихоплювання із-за обсипання та обвалювання гірської породи, повзучості пластичних порід, осідання твердої фази і шламу.

При всіх видах прихоплювань утримуюча сила формується на межі контакту інструмент-гірська порода через фільтраційну кірку або сальник. Тому сучасні способи ліквідації прихоплювань основані на зміні фізико-механічних властивостей гірської породи, кірки, сальника або їх руйнуванні.

· Фізико-хімічні способи основані на закачуванні в зону прихоплювання порцій спеціальних рідин (так звані рідинні ванни), які послаблюють або ліквідовують утримуючу силу шляхом хімічного розчинення, розрідження та інших дій або їх комбінацій.

· Гідравлічні способи базуються на зміні перш за все гідравлічного тиску в зоні прихоплювання внаслідок регулювання гідростатичної складової або формування гідравлічних імпульсів і хвиль у стовпі промивальної рідини (трубах і затрубному просторі).

· Механічні способи основані на створенні квазистатичних (розходжування інструменту і відбивка ротором), вібраційних або ударних навантажень (у тому числі і за рахунок вибуху) на бурильну колону. Розходжування інструменту і відбивка ротором не вважаються самостійними способами.

· Комбіновані способи – це поєднання фізико-хімічної дії з механічною і т.д.

· Рідинні ванни використовують для ліквідації прихоплювань за умови збереження циркуляції промивальної рідини. У даний час застосовують рідинні ванни на основі вуглеводневої рідини (нафта і продукти її переробки), водних розчинів соляної кислоти, тощо. Для придання рідинній ванні необхідних властивостей в неї можна вводити реагенти як одноцільового, так і багатоцільового призначення.

· Гідроімпульсний спосіб рекомендується застосовувати для ліквідації диференціальних прихоплювань, при заклинюванні колони в жолобі і прихоплювань, що виникли при підйомі бурильної колони. При використанні цього способу низ колони повинен бути припіднятий над вибоєм, тому що цей спосіб оснований на збиванні інструменту вниз і зниженні гідравлічного тиску в свердловині.

 

Параметри режимів буріння свердловини

Ефективність руйнування породи долотом залежить від багатьох факторів: осьового навантаження на долото, частоти його обертання, чистоти вибою… Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів, які впливають на… До режимних параметрів належать:

КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН. ОБСАДНІ КОЛОНИ ТА ЇХ ЦЕМЕНТУВАННЯ. ОСВОЄННЯ ТА ВИПРОБУВАННЯ СВЕРДЛОВИН

Мета і способи кріплення свердловин

У процесі буріння розкриваються гірські породи, які відрізняються між собою літологічним складом, фізико-хімічними властивостями, ступенем… В експлуатаційних і нагнітальних свердловинах для транспортування пластових… Кріплення свердловини проводиться з метою:

Рисунок 8.1 – Схема конструкції свердловини

 

Перша труба або колона труб називається направленням. Колона труб, що спускається в свердловину після направлення називається кондуктором. Дальше залежно від ряду факторів можуть спускатись одна або кілька проміжних колон (їх ще називають технічними). Колона труб, що служить не тільки для закріплення стінок свердловини та ізоляції нафтогазоводоносних горизонтів, а також служить і каналом для транспортування з продуктивного пласта рідини або газу чи для закачування в пласт рідини (газу), називається експлуатаційною.

Інтервал цементування показують штрихуванням; цифри біля границь інтервалів цементування означають глибини цих границь від устя. Діаметри доліт у міліметрах позначаються цифрою над горизонтальною лінією із стрілкою.

Свердловина є довготривалою капітальною спорудою, її конструкція повинна забезпечувати:

1 міцність і довговічність свердловини;

2 надійну ізоляцію всіх проникних горизонтів і вимоги охорони надр і навколишнього середовища;

3 мінімум витрат на одиницю видобутої продукції;

4 проходку свердловини до проектної глибини;

5 досягнення проектних режимів експлуатації;

6 найповніше використання природної енергії для транспортування нафти і газу;

7 проведення ремонтних робіт в свердловині, а також необхідних досліджень.

На вибір конструкції свердловини впливає багато факторів: призначення свердловини, її проектна глибина, особливості геологічної будови родовища і ступінь його вивченості, стійкість гірських порід, характер зміни з глибиною коефіцієнтів аномальності та індексів тиску поглинання, склад пластових рідин, профіль свердловини, спосіб і тривалість буріння, рівень розвитку технології буріння, спосіб первинного розкриття продуктивного пласта, температурний режим в період буріння і експлуатації, дебіт і способи експлуатації свердловини на різних етапах розробки родовища, економічність, вимоги законів про охорону навколишнього середовища, а також суб’єктивні фактори.

Обсадну колону компонують зі стальних суцільнокатаних труб, які з’єднуються між собою за допомогою різьби або зварки. За конструкцією всі труби можна умовно розділити на дві групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого поперечного перерізу з постійною по довжині товщиною стінки. До другої групи – з потовщенням на одному кінці назовні.

Труби з постійною по довжині товщиною стінки з’єднують між собою з допомогою муфт. Труби з потовщеними кінцями з’єднують між собою без муфт ("труба в трубу").

Стандартом передбачений випуск п’яти різновидностей з’єднань обсадних труб:

1 З короткою трикутною різьбою;

2 З подовженою трикутною різьбою;

3 З трапецієвидною різьбою (ОТТМ);

4 Високогерметичні з трапецієвидною різьбою (ОТТГ);

5 Високогерметичні безмуфтові з’єднання з трапецієвидною різьбою (ТБО).

При спуску обсадної колони в свердловину на неї діють такі навантаження:

1 Розтягуюча сила від власної ваги колони (максимальна в місці її підвішування);

2 Виштовхувальна (архімедова) сила тиску рідини;

3 Зовнішній і внутрішній статичні тиски;

4 Сили взаємодії труб із стінкою свердловини;

5 Інерційні сили;

6 Гідродинамічні сили, виникаючі в результаті руху витісненої колоною рідини;

7 Згинаючий момент у місцях викривлення свердловини та інші.

Цементування свердловин

Цементуванням називають процес заповнення заданого інтервалу свердловини суспензією в’яжучих матеріалів, здатної загустівати у стані спокою і… При будівництві свердловини цементування проводять з такою метою: 1 Ізоляції проникних горизонтів один від одного після первинного розкриття і попередження перетоків пластових флюїдів…

Рисунок 8.2 – Схема одноступінчастого цементування

Тампонажний розчин проштовхує розділювальну пробку вниз по колоні. Після закачування тампонажного розчину тимчасово закривають крани 14, відгвинчують стопор, який утримує в цементувальній головці розділювальну пробку, відкривають кран 13 і через верхній боковий відвід 11 закачують порцію протискувальної рідини. Коли верхня розділювальна пробка увійде в колону, знову відкривають крани 14 і протискувальну рідину закачують через бокові відводи 2.

Нижня пробка 4, дійшовши до зворотного клапана 9 (або кільця “стоп”), зупиняється. Оскільки закачування рідини в колону продовжують, мембрана в нижній пробці під впливом надлишкового тиску в колоні над нею зруйнується, і тампонажний розчин через прохідний канал, що відкрився в пробці, і отвори в башмачному патрубку і направляючій пробці поступає в кільцевий простір свердловини.

Тампонажний розчин закачують в об’ємі, необхідному для заповнення заданого інтервалу кільцевого простору свердловини і ділянки обсадної колони нижче зворотного клапана (кільця “стоп”), а протискувальну рідину - в об’ємі, необхідному для заповнення внутрішньої порожнини колони вище зворотного клапана. Тампонажний розчин готують з допомогою спеціальних машин.

При ступінчастому цементуванні заданий інтервал розділяють на дві частини, а в обсадній колоні на глибині розділу встановлюють спеціальну цементувальну муфту. Місце встановлення муфти визначають так, щоб тиск в кінці протискування першої порції тампонажного розчину приблизно дорівнював тиску в кінці протискування другої порції тампонажного розчину. Необхідно врахувати і те, що муфта повинна бути розміщена проти стійких порід в інтервалі номінального діаметра свердловини або вище башмака попередньої колони. На кожній з трьох-чотирьох труб вище і нижче муфти необхідно встановлювати центрувальні ліхтарі.

Існує два різновиди ступінчастого цементування:

а) з розривом в часі;

б) без розриву в часі (послідовне).

Тампонажні матеріали.Тампонажними називають матеріали, які при змішуванні з водою або водними розчинами солей, утворюють суспензії, здатні в умовах свердловини з часом перетворюватися в практично непроникне тверде тіло.

Як тампонажні матеріали в даний час найширше застосовують мінеральні в’яжучі речовини – спеціальні марки цементів (порошкоподібні продукти). Природа процесів тужавіння і твердіння цементу складна, різноманітна і остаточно ще не з’ясована.

За особливими властивостями тампонажні матеріали є:

1 Швидкотужавіючі;

2 Повільнотужавіючі;

3 Корозійно стійкі до певних середовищ;

4 Розширювальні;

5 Із закупорювальними властивостями;

6 З особливо високою рухомістю (текучістю);

7 З низькою водовіддачею;

8 Армовані волокнами.

Більшість з відомих мінеральних в’яжучих речовин може бути використана в якості базових тампонажних матеріалів.

Тампонажні цементи поділяють за такими ознаками.

За речовинним складом тампонажні портланд цементи є:

1 Цементи (без домішок, крім гіпсу);

2 Цементи з мінеральними домішками до 20 %;

3 Цементи з домішками (20-80) %;

4 Цементи на основі глиноземистого клінкера;

5 Безклінкерні цементи на основі вапняково-кремне­земистих в’яжучих, доменних шлаків та інших відходів металургійної промисловості, а також цементи полімерні, на основі гіпсу і композиції декількох в’яжучих речовин.

За температурою застосування тампонажні цементи:

1 Для низьких температур (15 °С);

2 Для нормальних температур (15-50 °С);

3 Для помірних температур (50-100 °С);

4 Для підвищених температур (100-150 °С);

5 Для високих температур (150-250 °С);

6 Для надвисоких температур (250 °С);

7 Для циклічно-змінних температур.

За густиною одержаного тампонажного розчину тампонажні цементи поділяють на:

1 Легкі - 1400 кг/м³;

2 Полегшені - 1400-1650 кг/м³;

3 Нормальні - 1650-1950 кг/м³;

4 Обважнені - 1950-2300 кг/м³;

5 Важкі - 2300 кг/м³.

Портландцемент - основа багатьох видів тампонажних матеріалів. Він служить базовим матеріалом для більшості спеціальних (модифікованих) тампонажних цементів і розчинів, в той же час він і без модифікаціїможе застосовуватись у широкому діапазоні умов для проведення тампонажних (цементувальних) робіт у різних спорудах.

Тампонажний портландцемент представляє собою різновидність портландцементу - порошкоподібного мінерального в’яжучого матеріалу, який складається головним чином з високоосновних силікатів кальцію. Завдяки їх особливим властивостям, а також властивостям інших штучних мінералів, що входять у склад портландцементу (алюмінатів, феритів кальцію та ін.), порошок портландцементу при змішуванні з водою утворює достатньо рухому суспензію, яка розшаровується в певному діапазоні концентрацій і твердіє в каменеподібне тонкопористе тіло як на повітрі, так і у воді.

 

Основні властивості тампонажного порошку

Дисперсність або так званий ступінь подрібнення (тонкість помелу) - важлива характеристика цементного порошку. Від неї залежить величина поверхні,… Питома поверхня порошку тампонажних матеріалів (сумарна поверхня одиниці маси… Об’ємна (насипна) маса - це маса порошку, який вміщується в ємності об’ємом 1 м3. Ця величина не постійна і залежить…

Основні властивості тампонажного розчину

Густинатампонажного розчину визначається густинами речовин або матеріалів, що входять в його склад та їх кількісним співвідношенням. Без… Рухомість –цементного розчину не може бути однозначно охарактеризована… Консистенція (густота)– це величина, обернена рухомості. У міру того, як розвивається процес гідратації, консистенція…

Освоєння та випробування свердловин

 

Після завершення бурових робіт свердловину готують до проведення виклику припливу пластового флюїду і випробування. Для цього на верхній кінець експлуатаційної колони встановлюють фонтанну арматуру (рис.8.3), а на території біля свердловини розміщують і обв’язують з цією арматурою ємності для збору і зберігання рідин, сепаратори, факельні пристрої, мірники, апаратуру для заміру дебітів рідкої і газоподібної фаз, тиску, температури, для відбору проб рідини, що виходить із свердловини та ін.

 

а - трійникова фонтанна ялинка; б - хрестовинна фонтанна ялинка;

1, 13 - ялинка; 2 - фланцеві з’єднання; 3 - трійник; 4 - ствол; 5 - патрубок;

6, 7, 12 - засувки; 8 - штуцер; 9 - лубрикатор; 10, 11 - манометр

Рисунок 8.3 – Фонтанна арматура

Тимчасово встановлюють і обв’язують з устям свердловини компресори і насосні агрегати, які потрібні для промивання свердловини і виклику припливу.

До початку робіт по випробуванню свердловини необхідно ретельно очистити всі ємності, промити і заповнити тими рідинами, які будуть необхідні для вторинного розкриття продуктивного пласта і виклику припливу з нього, а також промивальною рідиною з густиною, достатньою для глушіння нафтогазопроявів у випадку.

Вторинне розкриття проводять за допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації: кульова, торпедна, кумулятивна і гідропіскоструминна (гідроабразивна).

Устя свердловини повинно бути герметизоване спеціальною засувкою високого тиску. Над устям при підготовці до перфорації встановлюють спеціальний лубрикатор, який дозволяє проводити багаторазові спуски перфоратора в обсадну колону під тиском.

Під освоєнням розуміють комплекс робіт пов’язаний з викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищенням приствольної зони від забруднення і забезпеченням умов для одержання вищої продуктивності свердловини.

Існує декілька способів виклику припливу із пласта.

1 Заміна важкої рідини на легшу. Одним з таких методів є заміна води або нафти газорідинною сумішшю.

2 Зниження тиску в свердловині здійснюють також з допомогою компресора.

Існує багато різних методів стимулюючої дії на пласт при освоєнні свердловини. Їх можна розділити на декілька груп.

1 Методи хімічної дії на пласт.

2 Методи гідромеханічної дії на пласт.

3 Методи теплової дії на пласт.

4 Методи комбінованої дії на пласт.

ПРОМИВАННЯ СВЕРДЛОВИН І ПРОМИВАЛЬНІ РІДИНИ

При бурінні свердловин у складних гірничо-геологічних умовах промивальні рідини повинні виконувати такі основні функції: 1 Повністю і ефективно очищати вибій від частинок розбурюваних порід і… 2 Створювати гідростатичний тиск, достатній для попередження флюїдопроявлень як в процесі буріння, так і при…

П Рідини на вуглеводневій основі.

· Практично безводні.

· Емульсії типу “вода в маслі” (інвертні).

III Аеровані промивальні рідини.

· Аерована вода.

· Аеровані глинисті суспензії.

· Піни.

IV Газоподібні агенти.

· Повітря чи азот.

· Природні гази.

· Робочі гази двигунів внутрішнього згорання.

· Суміші викидних газів.

Найширше в бурінні використовують рідини на водній основі. Рідини на вуглеводневій основі застосовують значно рідше, хоч вони дають дуже добрі результати при розкритті нафтових пластів, розбурюванні нестійких глинистих і хемогенних порід. Об’єм застосування аерованих рідин в останні роки дещо збільшився, проте в цілому він залишається ще недостатньо великим. Застосування газоподібних агентів обмежується геологічними умовами та глибиною буріння. Їх не можна використовувати при розбурюванні нестійких гірських порід, при проявленні пластових флюїдів та ін.

Властивості бурових розчинів

Умовна в’язкість - це умовна характеристика гідравлічного опору прокачування промивальної рідини. Тиксотропні властивості. Тиксотропією називають здатність суспензії утворювати… Фільтраційні властивості. У будь-якій промивальній рідині міститься значна кількість вільного дисперсійного…

Хімічні реагенти для промивальних рідин на водній основі

У процесі буріння в промивальну рідину надходять частинки вибурених порід, які часто містять водорозчинні компоненти, а також мінералізовані і… Асортимент хімічних реагентів, що застосовується для оброблення промивальних… · Понижувачі водовіддачі (фільтрації) – стабілізатори.

Приготування промивальних рідин

Промивальні рідини можна готувати безпосередньо на буровій або централізовано на глинозаводі, який обслуговує дільницю чи район. Рідину, що… Для приготування промивальної рідини із порошкоподібних матеріалів… Для приготування промивальної рідини насосом подають дисперсійне середовище (наприклад, воду) в ежекторний…

Рисунок 9.1 – Схема блоку приготування промивальних рідини

Приготовлена таким способом промивальна рідина нестабільна і містить значну кількість частинок твердої фази. Тому її прокачують у замкнутій системі (ємність-буровий насос-ємність) протягом декількох циклів. При необхідності в промивальну рідину додають дисперсійне середовище для зниження умовної в’язкості.

Якщо необхідно приготувати обважнену промивальну рідину, використовують цей же блок обладнання, але в бункер завантажують порошкоподібний обважнювач, а в змішувач насосом подають промивальну рідину, яку необхідно обважити.

Якщо промивальну рідину під час приготування необхідно обробити хімічними реагентами, то реагенти спочатку розчиняють у воді. Для цього ємність заповнюють розрахунковим об’ємом води, додають реагенти і ретельно перемішують з допомогою механічних перемішувачів або прокачують по замкнутій системі: ємність-насос-ємність. Після цього оброблену рідину подають в змішувач одночасно з подачею порошкоподібного матеріалу з бункера.

Для приготування промивальних рідин з порошкоподібних глин використовують ежекторні мішалки типу ГДМ-1 (рис. 9.2).

1 - заглибина для завантаження глинопорошку; 2 - ємність;

3 - зварна рама; 4 - камера змішування; 5 - сопло

Рисунок 9.2 – Схема гідравлічної мішалки ГДМ-1

 

Така мішалка складається із заглибини для завантаження порошку, камери змішування з соплом, ємності і зварної рами, на якій змонтовані всі елементи. До камери змішування насосом через сопло подається вода (або промивальна рідина, густину якої треба збільшити) під тиском 2-3 МПа. Так як швидкість струмини на виході із сопла висока, то в камері змішування утворюється вакуум, внаслідок чого із заглибини засмоктується порошок глини (або обважнювача). Порошок змішується з рідиною, а утворювана пульпа надходить в ємність. При вході в ємність потік пульпи вдаряється в спеціальний башмак, і відбувається диспергування твердих частинок.

У міру підйому суспензії вверх по ємності швидкість її руху зменшується, великі нерозпущені частинки випадають на дно, а готова суспензія зливається в циркуляційну систему бурової через вихідну трубу у верхній частині ємності. Осад періодично видаляють через нижню зливну трубу.

На бурових широко застосовуються механічні двовальні мішалки для приготування (періодично і безперервно), обважнення промивальних рідин, а також для приготування водних розчинів хімічних реагентів. У механічних глиномішалках розчини готують з грудкових (сирих) глин і глинопорошків.

Ефективнішими, ніж глиномішалки, є фрезерно-струмінні млини ФСМ-3 і ФСМ-7. Вони використовуються не тільки для приготування промивальних рідин, але і для їх обважнення.

Приготування бітумних промивальних рідин пов’язано з деякими труднощами. При нормальній температурі високоокислений бітум погано розчиняється в дизельному паливі, тому останнє необхідно підігрівати приблизно до 80 °С. Попередньо готують концентрат бітуму в порівняно невеликому об’ємі нагрітого дизельного палива, а потім вже на основі концентрату готують бітумну промивальну рідину. При взаємодії оксиду кальцію, який входить до складу цієї рідини, з водою виділяється деяка кількість тепла, що сприяє кращому розчиненню бітуму.

Очищення промивальних рідин

Промивальну рідину необхідно очищати від вибуреної породи, абразивних частинок, що містяться у вихідному матеріалі, а деколи і від надлишкової… Гідравлічний спосіб очищення оснований на природному осіданні уламків… При примусовому способі промивальна рідина очищається за допомогою спеціальних механізмів. Механізми, що…

Рисунок 9.3 – Вібраційне сито

 

Гідроциклон (рис. 9.4) складається з вертикального циліндра з тангенціальним увідним патрубком, конуса, зливної труби і регулювального пристрою з насадкою. Промивальну рідину з відстійника подають спеціальним відцентровим насосом через патрубок в циліндр під надлишковим тиском (0,2-0,3) МПа. Оскільки патрубок приварений до циліндра тангенціально, то промивальна рідина набуває в циліндрі обертового руху.

 

 

1 - вертикальний циліндр; 2 - зливна труба; 3 - конус;

4 - регулювальний пристрій з насадкою;

5 - тангеціальний увідний патрубок

Рисунок 9.4 – Схема гідроциклона

 

Під дією відцентрової сили рідина розшаровується: найважчі частинки відкидаються до периферії, а найлегші концентруються ближче до центра, в середніх ділянках поперечного перерізу гідроциклону.

При високій частоті обертання рідини в гідроциклоні вздовж осі утворюється повітряний стовп, тиск в якому нижчий за атмосферний. Осьова швидкість на границі цього стовпа максимальна і направлена вверх, а на стінках гідроциклону - вниз. Внаслідок такого розподілу швидкостей в гідроциклоні утворюється поверхня, на якій осьова швидкість дорівнює нулю. Вона відділяє периферійну частину потоку з найважчими фракціями твердої фази, що зсувається по стінках гідроциклону вниз, від внутрішньої, найлегшої частини рідини, яка піднімається вверх. Фракцію найважчих частинок твердої фази, яка спускається вниз по спіральній траєкторії, разом з невеликою кількістю рідини видаляють через насадку в контейнер або відвал. Основний об’єм промивальної рідини з найтоншими фракціями твердої фази, в тому числі з найтоншими частинками розбурених порід, з гідроциклону через зливну трубу направляють в жолоб і дальше у відстійник або в приймальну ємність бурових насосів. Діаметр насадки вибирають із врахуванням найбільшого діаметра частинок, які повинні бути видалені з промивальної рідини.

Найзношуваніші деталі гідроциклонів - внутрішні поверхні ввідного патрубка, циліндра і конуса, а також насадку, виконують змінними.

Ефективність роботи гідроциклону знижується при зменшенні надлишкового тиску у ввідному патрубку і діаметра насадки, збільшенні умовної в’язкості і густини промивальної рідини, концентрації частинок твердої фази, зменшенні густини і розміру цих частинок. Для вилучення частинок, більших 40 мкм, використовують батарею гідроциклонів діаметром 150 мм і більше, в якій паралельно працюють декілька гідроциклонів. Умовно батарею гідроциклонів діаметром не менше 150 мм називають пісковідділювачем. Для вилучення твердих частинок розміром від 25 до 40 мкм використовують гідроциклони діаметром меншим, ніж 100 мм, батарею яких називають муловідділювачем.

Продуктивність гідроциклону залежить від його діаметра і надлишкового тиску на вході. Для нормальної роботи очисної системи продуктивність пісковідділювача повинна приблизно на 25 %, а муловідділювача - на 50 % перевищувати найбільшу витрату бурових насосів при бурінні свердловини.

Для очищення необважнених промивальних рідин застосовується трьохступенева система очищення: грубе очищення проводиться на віброситі, тонке очищення на піско- і муловідділювачах. При цій системі з промивальної рідини вилучається до 80-90% частинок розбурених порід, а деколи і більше.

Технологія очищення необважненого бурового розчину за триступеневою системою представляє собою ряд послідовних операцій. Буровий розчин зі шламом після виходу із свердловини піддається на першому ступені грубому очищенню на віброситі і збирається в ємності. Із ємності відцентровим насосом розчин подається в батарею гідроциклонів пісковідділювача, де з розчину видаляються частинки піска. Очищений від піску розчин поступає через верхню зливну трубу в ємність, а пісок скидається у відвал. З ємності відцентровим насосом розчин подається для остаточного очищення в батарею гідроциклонів муловідділювача. Після відділення частинок мула очищений розчин направляються в приймальну ємність бурових насосів, а мул скидається у відвал.

 

1 - свердловина; 2 - вібросито; 3, 5 - відцентрові насоси;

4 - пісковідділювач; 6 - муловідділювач; 7 - буровий насос; 8 - ємність

муловідділювач; 9 - ємність пісковідділювача; 10 - ємність вібросита.

Рисунок 9.5 – Схема триступеневого очищення промивальної рідини

 

Для очищення обважнених промивальних рідин, як правило, використовують тільки вібросита, оскільки в гідроциклонах разом з частинками породи видаляються частинки обважнювача розміром більшим, ніж 15 мкм.

Якщо при бурінні існує небезпека інтенсивних газопроявлень, то в систему очищення включають газовий сепаратор або дегазатор, які призначені для видалення газу з промивальної рідини.

Для видалення газу із розчину застосовують механічні, термічні, фізико-хімічні, відцентрово-вакуумні і вакуумні способи. У практиці буріння широко використовують вакуумні дегазатори. На рисунку 9.6 показана принципова схема найпоширенішого двокамерного вакуумного дегазатора. Такий дегазатор складається з двох однакових вертикальних дегазаційних камер А і Б. Кожна камера оснащена збірником дегазованої рідини, приймальним клапаном, зливним клапаном і поплавковим регулятором рівня рідини. Поплавкові регулятори обох камер з’єднані із здвоєнним клапаном-розрядником. Дегазаційні камери включаються в роботу поперемінно.

1 - зливний клапан; 2 - приймальний клапан; 3 - збірники дегазованої

рідини; 4 - поплавкові регулятори рівня; 5 - клапан-розрядник; 6 - ресивер; 7 - регулятор вакууму

Рисунок 9.6 – Схема двокамерного вакуумного дегазатора

 

У момент пуску дегазатора поплавковий регулятор рівня знаходиться в нижньому положенні і клапан-розрядник з’єднує одну дегазаційну камеру (наприклад, А) з вакуум-насосом, який створює розрідження в порожнині цієї камери. Як тільки розрідження досягне заданої величини, відкривається прийомний клапан, і газована рідина з відстійника (або газового сепаратора) починає засмоктуватись у камеру А. У верхній частині камери вона розтікається по спеціально змонтованих тарілках і звільняється від газу. Газ із камери відкачують вакуум-насосом, а дегазована рідина надходить у збірник. Коли рівень рідини піднімається до максимально допустимої висоти, поплавковий регулятор діє на клапан-розрядник, останній переключає вакуум-насос на дегазаційну камеру Б, а камеру А з’єднує з атмосферою. У результаті цього тиск в камері А зрівнюється з атмосферним, відкривається зливний клапан, і дегазована рідина зливається із збірника камери А в ємність, звідки її направляють для очищення від шламу на віборосита або гідроциклони. У той же час в дегазаційній камері Б проходить процес засмоктування газованої рідини і звільнення її від газу.

Повнота видалення газу з газованої промивальної рідини залежить від її реологічних властивостей, ступеня газованості, складу газу, величини вакууму, тривалості вакуумування порції рідини в дегазаційній камері та інших факторів. Оскільки через дегазатор необхідно пропускати всю газовану рідину, що виходить із свердловини, його продуктивність повинна бути більша за витрату бурових насосів. При більшому ступені газованості в склад очисної системи іноді доцільно включати декілька дегазаторів, які повинні працювати паралельно. Контроль повноти дегазації здійснюють заміром вмісту газу в пробах дегазованої промивальної рідини. Повноту дегазації можна підвищити додаванням до промивальної рідини реагента-піногасника.

ПЕРЕЛІК РЕКОМЕНДОВАНИХ ДЖЕРЕЛ

1 Коцкулич Я.С. Буріння нафтових і газових свердловин: Підручник / Я.С. Коцкулич, Я.М. Кочкодан.– Коломия: ВПТ "Вік", 1999. – 504с. 2 Коцкулич Я.С. Закінчування свердловин: Підручник / Я.С. Коцкулич, О.В.… 3 Ясов В.Г. Осложнения в бурении / В.Г. Ясов, М.А. Мислюк. – М.: Недра, 1991. – 334 с.