Аналитика



ООО "ТД "АЛЬЯНС УПАК" - пластиковые ведра по доступной цене!

www.aliansupak.ru

6 глава промывка скважин

6

ГЛАВА ПРОМЫВКА СКВАЖИН

При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы и технология промывки скважин. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.

6.1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Различают физические и химические свойства бурового раствора. Физические свойства делятся на термодинамические, теплофизические, коллоидно-реологические, фильтрационные и электрические (рис. 6.1). Термины, характеризующие эти свойства, и их определения приведены в табл. 6.1.

Термины и определения, отражающие основные операции технологического процесса промывки скважины, приведены на рис. 6.2 и табл. 6.2.

Основная технологическая операция промывки скважины - прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.

Технологическое оборудование для промывки скважины (рис. 6.3) представляет ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем.

Рис. 6.1. Классификация основных свойств бурового раствора

Таблица 6.1

Термины и определения основных показателей бурового раствора

Единица

физической

Термин


Определение


величины

Масса единицы объема бурового раствора Величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку

кг/м3 (г/см3)


Плотность Условная вязкость


с


Величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига

Касательное напряжение сдвига

Пластическая вязкость


Па

Па-с

Па


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 углом 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

Динамическое напряжение сдвига


Единица

физической

величины

Эффективная вязкость

Па-с

Па

см


Статическое напряжение сдвига

Показатель фильтрации

Толщина фильтрационной корки

Показатель коллоидальности

Коэффициент коллоидальности

Показатель минерализации

Водородный показатель

Напряжение электропробоя

В

Ом

Па


Электрическое сопротивление

Показатель консистенции бурового раствора

Показатель неньютоновского поведения бурового раствора

Показатель седиментации бурового раствора

Удельная теплоемкость бурового раствора

Дж/(кг-°С)


Величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига

Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в 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

Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора Показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора

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

Рис. 6.2. Классификационная схема промывки скважины

Термин

Единица

физической

величины

Определение

Коэффициент теплопроводности бурового раствора

Термический коэффициент объемного расширения

Вт/(м-°С)

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

Таблица 6.2

Основные термины и определения для технологического процесса промывки скважины

Термин

Определение

Промывка ствола скважины

Приготовление бурового раствора

Смешивание компонентов бурового раствора

Диспергирование компонентов бурового раствора Перемешивание бурового раствора

Дозированная подача компонентов бурового раствора

Обработка бурового раствора

Аэрация бурового раствора

Химическая обработка бурового раствора

Утяжеление бурового раствора

Прокачивание бурового раствора по стволу скважины

Подпор бурового раствора

Закачивание бурового раствора

Очистка бурового раствора

Очистка бурового раствора от шлама

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

Технологическая операция приготовления, обработки, утяжеления бурового раствора, заключающаяся в подаче компонентов в зону смешивания в определенном количестве во времени

Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в регулировании свойств бурового раствора химическими иди 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 раствора

Рис. 6.3. Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

Термин

Определение

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 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

Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в замещении всего рабочего объема или его части другим буровым раствором

6.2. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений (табл. 6.3).

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении

Функции и ограничения процесса промывки скважин


Таблица 6.3

Функция

Ограничение

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

рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения забойного давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выполнение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приводить к осложнениям.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

6.3. ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ РАСТВОРАМ

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальным;

буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях; смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

6.4. БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

ТИПЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления при устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

На рис. 6.4 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования технической и морской воды вместо глинистого раствора проходка на долото повышается на 15 — 20 %, а механическая скорость проходки — на 25 — 40 %.

Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах между циркуляциями она не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.

Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчи-

Полимерные

недиспер

гирующие


На пресной и морской воде


Ингибирующие


X

-в-

о


О

«©¦

А

>,

о


СС


о

X


|8

&

|s.

2? г» U-


о

о,

X


lu


со


XXX XX X


L* « >8.5


Я о

±'й

Я

о, ев

-ко


О ?

vo ?

Я Я 0.0. V® S

О й


©


о

я.


Рис. 6.4. Классификация буровых растворов

Г азообразные рас I поры



Г азы


Пены


Растворы на нефтяной основе

Без

вод

ные

Инвертнме

эмульсии

XX

LXXXJ


вых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию.

Нестабилизированные глинистые растворы (суспензии) и суспензии из выбуренных пород представляют водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород.

Нестабилизированные глинистые суспензии и суспензии из выбуренных пород применяют в основном при бурении с поверхности в устойчивом разрезе, сложенном малопроницаемыми породами. В зависимости от типа исходной глины и состава разбуриваемых пород такие растворы имеют в среднем следующие показатели: плотность 1,05—1,24 г/см3, условная вязкость 25-50 с, показатель фильтрации, СНС и рН не регламентируются. В процессе бурения показатели нестабилизированных глинистых суспензий из выбуренных пород регулируются разбавлением водой.

Гуматные растворы. К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующие глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3 %, термостойкость их в этих условиях не превышает 120—140 °С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200 °С, однако при высокой температуре усиливается загусте-вание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м3 гуматного раствора требуется (в кг): глины 50 — 200, сухого УЩР 30 — 50, Na2CO3 3 — 5 (при необходимости), воды 955 — 905, утяжелитель — до получения раствора необходимой плотности. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03 — 2,2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с, СНС1    =

= 18^60 дПа, СНС10 = 36^120 дПа, показатель фильтрации 4—10 см3/ 30 мин, рН = 9^10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3 — 5 кг УЩР на 1 м3 раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ).

Лигносульфонатные растворы — буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами (сульфит-спиртовая барда (ССБ)). Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Раствор термостоек до 130 °С.

При бурении в глинистых разрезах наиболее эффективно разжижается раствор при комбинированных обработках ССБ и УЩР.

В зависимости от качества исходной глины на приготовление 1 м3 лигносульфонатного раствора требуется (в кг): глины 80 — 200, ССБ 30 — 40, УЩР 10 — 20, №ОН 5—10, пеногасителя 5—10, воды 940 — 900, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Указанные пределы компонентного состава обеспечивают получение растворов с показателями: плотность 1,06 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 40 с, показатель фильтрации 5—10 см3/30 мин, СНС1 = 6^45 дПа, СНС10 = 12^90 дПа, рН = 8-И0.

Полимерные недиспергирующие буровые растворы - водные растворы высокомолекулярных полимеров (акрилатов, полисахаридов), структурированные малыми добавками бентонита, или без него.

Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения (повышению механической скорости проходки и проходки на долото).

Главная проблема применения полимерных недиспергирующих растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой. Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия (например, гидролизованный полиакриламид — ПАА), флокули-рующие кальциевую глину и груб оди спер сную фракцию выбуренной породы.

Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Наибольшую термостойкость (до 250 °С) имеют растворы на основе акриловых полимеров.

Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу.

Для приготовления 1 м3 полимерного недиспергирующего раствора с низким содержанием высококоллоидной глинистой фазы (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 40 — 50, полимера (КМЦ, М-14, метас) 4 — 5, воды 810 — 850, ПАА 25 — 50 (0,5%-ного раствора), нефти 100 — 80, утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,03 — 2 г/см3, условная вязкость 20 — 60 с, показатель фильтрации 5 — 8 см3/30 мин, СНС1 = 12^60 дПа, CHC10 = 24^90 дПа, рН = 8-ь9. Один из основных показателей качества полимерного недиспергирующего раствора — низкое содержание глинистой фазы, объемная доля которой не должна превышать 1,5-2 %.

Для приготовления 1 м3 безглинистого раствора требуется 975-970 л воды и 25-30 кг ПАА (8%-ной концентрации).

Для приготовления полимерного недиспергирующего раствора можно использовать пресный раствор, обработанный УЩР. Предварительно определяют содержание глинистой фазы, и при необходимости ее снижения раствор разбавляют водой, а затем вводят 0,5%-ный раствор ПАА из расчета 10-20 л/м3.

Ингибирующие растворы. Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит, или полиэлектролит.

Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате:

ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион (гипс, хлорид кальция);

добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси;

обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими гли-ноемкость буровых растворов;

использования модифицированных лигносульфонатов;

обработки раствора полимерными соединениями.

В практике бурения скважин при разбуривании глинистых пород для уменьшения числа осложнений, связанных с загустеванием раствора, сальникообразованиями и нарушениями целостности ствола скважины, нередко используют высокощелочные глинистые и безглинистые растворы с рН = 11^13. К ним относят растворы, обработанные лигносульфо-натами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие.

Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора.

Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.

Алюминатные растворы — это буровые глинистые растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами.

Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. Пресные алюминатные растворы используют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ, применяемую совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и большими показателями фильтрации.

На приготовление 1 м3 АлГР требуется (в кг): глины 500 — 700, воды 765 — 540, ССБ (50%-ной концентрации) 30—150, NaAIO2 (30%-ной концентрации) 5 — 30.

Получаемый раствор имеет плотность 1,3 —1,5 г/см3.

После приготовления раствор следует выдержать не менее суток. Так как плотность алюминатного раствора доходит до 1,5 г/см3, во многих случаях его можно использовать без утяжелителя. Для предотвращения пено-образования в раствор вводят пеногасители (производные жирных кислот, РС, ПЭС, трибутилфосфат и др.).

Известковые растворы с высоким pH — это сложные многокомпонентные системы, включающие, кроме глины и воды, четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид. В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения.

Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов. В отличие от алюминатных известковые растворы ограниченно солестойкости (до 5 % по NaCI). На приготовление 1 м3 известкового раствора (в пересчете на сухое вещество) требуется (в кг): глины 80—120, УЩР 5—10, лигносульфоната 50 — 30, каустика 5 — 3, воды 913 — 915, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Снижение фильтрации достигается добавками 1—3 кг/м3 КМЦ (или гипана) или 20 — 30 кг/м3 КсСб-4.

Значения показателей растворов могут изменяться в широких пределах: плотность 1,08 — 2,2 г/см3, условная вязкость 18 — 30 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/30 мин, СНС1 = 6^24 дПа, рН = 11^12,5. Содержание извести в растворе должно составлять 3 — 5 г/л, содержание ионов кальция в фильтрате раствора — 100 — 300 мг/л.

Известковые растворы применяют до температуры 100—120 °С.

Безглинистые солестойкие растворы (БСК) состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла; применяются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород.

Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения. При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора.

Недостатки этих растворов - низкая термостойкость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Для приготовления 1 м БСК требуется (в кг): бурового угля 300 — 400, каустической соды 15 — 20, известкового молока (плотностью 1,1 — 1,12 г/см3) 90-100, воды 750-700.

Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Вследствие высокой щелочности раствор термостоек до 100 °С.

Кальциевые растворы — ингибирующие буровые глинистые растворы, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов -понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные вещества — носители ионов кальция.

Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.

Известковые растворы с низким рН - кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве ингибитора - носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора (9 — 9,5). Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых отложений; температурный предел 160 °С.

На приготовление 1 м3 известкового раствора с низким рН требуется (в кг): глины 80 — 200, лигносульфонатного реагента 20 — 30, пенога-сителя 3, полимерного реагента 5—10, воды 915 — 867, известкового молока (плотностью 1,10-1,12 г/см3) 3 — 6, утяжелителя — до получения раствора необходимой плотности.

Технологические показатели могут изменяться в широких пределах: плотность 1,04 — 2,2 г/см3, условная вязкость 25 — 40 с, показатель фильтрации 4 — 8 см3/мин, CHC1 = 12^60 дПа, СНС10 = 30^90 дПа, рН = = 8,5^9,5.

Гипсоизвестковые растворы — ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция.

Гипсовые растворы предназначены для разбуривания высококоллоидных глинистых пород в условиях высоких забойных температур (до 160 °С).

На приготовление 1 м3 гипсоизвесткового раствора необходимо (в кг): глины 80-200, воды 950-900, окзила (или ФХЛС) 5-10, Са(ОН)2 (или КОН) - 2-3, КМЦ 3-5, Na2Cr2O7 (или K2Cr2O7) 0,5-1, гипса (или алебастра) 15-20, пеногасителя 3-5, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,04-2,2 г/см3, условная вязкость 2540 с, показатель фильтрации 3-6 см3/30 мин, СНС1 = 12^60 дПа, СHC10 = = 30^90 дПа, рН = 8,5^9,5.

Хлоркальциевые растворы (ХКР) - ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Оптимальное содержание катионов кальция, при котором достигается ингибирование, составляет 3-5 г/л. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов.

Термостойкость его ограничена (100 °С).

Готовят глинистую суспензию на пресной воде, которую обрабатывают КМЦ и КССБ. Одновременно с КССБ в раствор добавляют пено-гаситель. После получения оптимальных показателей (вязкость 25-30 с, СНС1 = 12^24 дПа, СНС10 = 30^60 дПа, показатель фильтрации 35 см3/30 мин) раствор обрабатывают хлоридом кальция и известью.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 80-200, КССБ 5-70, КМЦ (или крахмала) 10-20, CaCl2 10-20, Cа(ОH)2 3-5, NaOH 3-5, воды 920-870, пеногасителя 5-10.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Наиболее быстрое насыщение глин ионами калия происходит при рН = 9^10.

Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами.

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м3 силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100, воды 935-900, УЩР 30-50, Na2SiO3 20-40, КМЦ (или М-14) 510, утяжелителя - до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1,05-2,0 г/см3, условная вязкость 2040 с, показатель фильтрации 4-8 см3/30 мин; СНС1 40 дПа, рН = 8,5^9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5-9,5. Повышение структурно-механических характеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, крем-нийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (ГКЖ-10, ГКЖ-11).

В состав раствора, кроме ГКЖ, входят вода, глина и полимерный реагент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, поликридамид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Для приготовления 1 м3 глинистого раствора требуется (в кг): глины 30 — 80, полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3 — 5, ОП-10 10 — 7 (при необходимости утяжеления), воды 875 — 888, смеси СНАН (мыло-нафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100 — 70.

Свойства раствора: плотность 1,06—1,18 г/см3, вязкость 18 — 20 с, показатель фильтрации 3 — 5 см3/30 мин, CHC1 = 6^18 дПа, CHC10 = 12^24 дПа, рН = 8^9.

Соленасыщенные растворы. Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные породы бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами - понизителями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.

Необработанный буровой глинистый соленасыщенный раствор. В состав этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности - утяжелитель. Такой раствор может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят кальцинированную и каустическую соду.

После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимости - утяжелитель.

Для приготовления 1 м3 раствора требуется (в кг): глины 100-200, NaCI 265-255, нефти 80-100, графита 5-10, NaOH 10-20, Na2CO3 10-40, воды 700-710, утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, CHC1 = 12^36 дПа, CHC10 = 24^72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН = 7^8.

Стабилизированный соленасыщенный раствор. Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ или акриловый полимер). Он предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилаты) и может составлять 100; 140; 220 °С.

На приготовление 1 м3 глинистого раствора в зависимости от типа глины необходимо (в кг): глины 80, 100, 200; Na2CO3 10, 20, 10; полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20, 30, 20; лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10, 20, 10; NaOH 10, 20, 10; NaCl 260, 240, 250; нефти 80, 100, 80; воды 730, 680, 690; утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 25-60 с, показатель фильтрации 3-5 см3/30 мин, CHC1 = 24^90 дПа, CHC10 = = 36^135 дПа, pH = 7,5^8,5.

Раствор на основе гидрогеля магния. Раствор состоит из воды и полимерного реагента. В качестве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидроксидом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния. Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород - бишофита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5-2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или «молока». Через 1-2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30-40 с, а CHC1 - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент - понизитель фильтрации (КМЦ, крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно добавить 5-10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м3 раствора требуется (в кг): MgCl2 (или MgSO4) 300-280, NaOH 15-20, Mg(OH)2 (или MgO) 50-100, КМЦ 20-25, КССБ-4 30-50, воды 850-800.

Свойства раствора: плотность 1,2-2 г/см3, условная вязкость 20-40 с, показатель фильтрации 5-10 см3/30 мин и более, CHC1 = 6^36 дПа, CHC10 = 12^42 дПа, pH = 7,5^8,5.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах применяются буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР) - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С).

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные б. ВНИИКРнефтью совместно с б. ГАНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3 %.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) - инвертная эмульсия (эмульсия рода II) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180190 °С).

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР) -разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора - эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м3: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли MgCl2, CaCl2 или NaCl2 450 л, СМАД 30-40 л; эмульгатор (эмультал) 15-20 л; бентонит 10-15 кг, барит - до получения раствора необходимой плотности.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15-20%-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100-120 °С - 2 % (20 кг на 1 м3), при более высокой температуре (140-150 °С) - 3 % (30 кг на 1 м3).

Помимо основных технологических свойств, характерных для буровых растворов и измеряемых общепринятыми методами, для ВИЭР характерны следующие показатели:

Электростабильность, В

100

20

0,5

Нет


Глиноемкость, %....................................

Показатель фильтрации, см3/30 мин

Наличие воды в фильтрате

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР) разработан совместно ВНИИБТ и СевкавНИПИнефтью. ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля, катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и орга-нофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах:

Электростабильность, В..................................................................................................................................................................250-450

Показатель фильтрации при 150 °С,    см3/30    мин............................................................................2-3

Наличие воды в фильтрате........................................................................... Нет

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость ппё = 60^90 мПа-с, СНС1 = = 12^85 дПа, СНС10 = 24^110 дПа.

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана в б. ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах:

Плотность, г/см3................................................................................................1,03-2,1

Условная вязкость, с................................................................................150-200

CHC1/10, дПа..............................................................................................................3-24/12-48

Показатель фильтрации, см3/30 мин........................3-6

Электростабильность, В......................................................................250-500

Глиноемкость, г/л, не менее......................................................225

Наличие воды в фильтрате............................. Нет

Работа с растворами на нефтяной основе проводится в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности. Однако вследствие повышенной пожароопасности растворов на нефтяной основе должны соблюдаться специальные положения и правила.

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При бурении скважин и вскрытии продуктивного пласта наибольшее распространение получило использование сжатого воздуха или газа по схеме прямой циркуляции.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАБ в зависимости от минерализации пластовой воды

Оптимальная

Характеристика пластовой воды

Отношение допустимой концентрации шлама к объему воды

ПАВ

концентрация ПАВ, % к объему воды (в пересчете на активное вещество)

Химический тип

Степень минерализации

Сульфонол

НП-1

0,23

Г идрокарбонат-но-кальциевые, сульфатные и хлоридные

Пресные и слабоминерализованные (р =

= 1,0015 г/см3, жесткость 0,09 моль/кг)

1:2-1:1

«Прогресс»

0,1

То же

То же

1:2-1:1

ОП-10

0,1

«

«

4:1-1:1

ОП-7

0,1

«

«

4:1-1:1

КАУФЭ-14

0,12

«

«

1:2

«Азолят-А»

0,1

«

«

1:2

«Прогресс»

0,2

Сульфатно-натриевые

Среднеминерализованные и минерализованные (р =1,0015-1,0283 г/см3, жесткость 0,09-1,43 моль/кг)

1:2

ОП-10

0,2

То же

То же

4:1-1:1

ОП-7

0,2

«

«

4:1-1:1

Сульфонол

НП-1

0,42

«

«

1:2

«Прогресс»

1-1,2

«

Рассолы (р = 1,19 г/см3)

1:2

Примечание. Рабочая температура 20-50 °

С.

располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80-100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воздухом.

Рекомендованные для бурения с использованием газообразных агентов ПАВ приведены в табл. 6.4.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3-0,8 гидростатического.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообразующего раствора должен быть следующим:

Пенообразующее ПАВ (в зависимости от молекулярной массы)............................... 0,5-5

Полимер - стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС)......................................................... 0,2-0,75

Электролиты (тринатрийфосфат, NaCl)........................................................................... 0,1-0,5

Вода.......................................................................................................................................... Остальное

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5-10 г/л пеноообразующего ПАВ, остальное вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

пенообразующей способностью (вспениваемостью) - объемом пены (в мл), или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянного объема раствора при соблюдении определенных условий в течение данного времени;

кратностью пены р - отношением объема пены Уп к объему раствора Уж, который требуется для ее образования, т.е. р = Упж;

стабильностью (устойчивостью) пены - временем существования определенного объема пены;

дисперсностью - средним размером пузырьков или распределением пузырьков по размерам;

механическими свойствами - относительной плотностью, зависящей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от 0,5р (где р - плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате интенсивного совместного диспергирования пеноообразующего раствора и воздуха.

Технологически это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектиро-ванием воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

ТЯЖЕЛЫЕ ЖИДКОСТИ

Тяжелые жидкости - растворы (или рассолы) солей (преимущественно галогенидов щелочных или щелочно-земельных металлов) или их смесей, не содержащие твердых частиц, с добавкой или без добавки полимеров, ограничивающих фильтрацию.

Основное назначение тяжелых жидкостей - вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, с целью предотвращения кольматации продуктивного пласта. При этом (по зарубежным данным) в 2-5 раз увеличивается его нефтеотдача.

В качестве тяжелых жидкостей в зависимости от требуемой плотности могут использоваться хлориды натрия и кальция, а также бромид кальция. Некоторые свойства этих солей и их насыщенных растворов приведены ниже.

Соль.....................................................................................

.......... NaCl

CaCl2

CaBr2

Плотность сухого вещества, г/см3.................................

Свойства раствора при температуре 20 °С:

.......... 2,16

2,51

3,35

плотность, г/см3............................................................

.......... 1,2

1,4

1,82

содержание соли, %......................................................

.......... 26,4

39,86

58,84

Основные показатели свойств тяжелых жидкостей в соответствии с их назначением - плотность (в зависимости от пластового давления) и показатель фильтрации (9-15 см3/30 мин).

ВЫБОР ТИПА БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО РАСТВОРА

Буровой раствор выбирают с учетом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния, по восприимчивости к воздействию буровых растворов. Основное внимание должно быть уделено глинистым отложениям, так как на их долю приходится до 70 % общего объема осадочных пород, и они составляют значительную часть разреза бурящихся скважин во многих нефтегазоносных районах.

ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 6.5) включает емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащенный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемников или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируются шиберной заслонкой 8, а значение вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приготовляют впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуляционной системы (ЦС) либо в специальные запасные емкости.

Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обработку порошкообразными химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, водоглинистой).

Основные недостатки описанной технологии - слабая механизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смещения, слабый контроль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч.

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора,

Рис. 6.5. Простейшая схема приготовления бурового раствора


Рис. 6.6. Схема блока приготовления раствора


емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, отличающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Наиболее широко применяется БПР-70 (Хадыженский машзавод). Он представляет собой (рис. 6.6) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкобразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

К коническому днищу прикреплено разгрузочное устройство, включающее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На крыше бункера установлен воздушный фильтр.

Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему патрубку крепится прием для поступающего из бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К правому патрубку прикреплены диффузор и сливная труба.

При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный материал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Принцип действия БПР состоит в следующем (рис. 6.7). 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, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг.

Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в 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.

Технология приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов представляет собой ряд последовательных операций, включающих расчет компонентного состава, подготовку материала к выгрузке из бункеров БПР и транспортирование его в зону смешения, дозированное введение материала в дисперсную среду, диспергирование компонентов и гомогенизацию готового раствора.

Рис. 6.7. Схема работы блока:

1 - силос; 2 - фильтр; 3 - загрузочная труба; 4 - разгрузочное устройство; 5 - система аэрирования; 6 - аэродорожка; 7 - подводящий шланг; 8 - гидросмеситель

Для осуществления такого технологического процесса описанное выше оборудование обязывают в единую систему (рис. 6.8).

Приготовляют новую порцию раствора в последней емкости ЦС, на которой устанавливают гидроэжекторные смесители с воронками и гидравлический диспергатор. Буровые насосы обязывают с блоками приготовления раствора таким образом, чтобы они могли подавать раствор в диспергатор по линии высокого давления, а в гидроэжекторные смесители - по линии низкого давления. Схема движения жидкости может быть следующей:

а)    емкость ЦС - буровой насос - линия высокого давления через задвижку 6 - гидравлический диспергатор - емкость ЦС;

б)    емкость ЦС - буровой насос - линия высокого давления через задвижку 6 - диспергатор - гидроэжекторный смеситель - емкость ЦС;

в)    емкость ЦС - буровой насос - линия низкого давления через задвижку 11 - гидроэжекторный смеситель - емкость ЦС;

г)    емкость ЦС - буровой насос - линия низкого давления через задвижку 11 - емкость ЦС.

Рис. 6.8. Современная технологическая схема приготовления бурового раствора:

1 - приемная воронка; 2 - растворопровод; 3 - блок очистки; 4, 10 - перемешивающие устройства, соответственно гидравлические и механические; 5 - промежуточная емкость; 6, 11 -задвижки высокого и низкого давления соответственно; 7 - емкость с поперечным желобом; 8 — буровые насосы; 9 — приемная емкость; 12 - гидравлический диспергатор; 13 - бункер блока приготовления раствора; 14 - аэрирующее шиберное устройство; 15 - разгрузочное пневматическое устройство; 16 - площадка; 17 - гидросмеситель; 18 - воронка; 19 - фильтр

Первый этап приготовления бурового раствора - это расчет компонентного состава. Для водоглинистого раствора обычно используют два-три компонента: глинопорошок и воду; глинопорошок, воду и порошкообразный барит. Количество глинопорошка для получения неутяжеленной водоглинистой суспензии выбирают в соответствии с табл. 6.5, количество глинопорошка и порошкообразного барита (в кг) для получения 1 м3 утяжеленной суспензии - в соответствии с табл. 6.6.

Второй этап - приготовление водоглинистой суспензии. В емкость ЦС заливают воду в количестве, примерно равном половине объема приготовляемой порции раствора.

На гидроэжекторном смесителе устанавливают штуцер в соответствии с подачей насосов:

Подача насосов, л/с..............................................................................................................................................................................35    15-35    15

Диаметр штуцера в эжекторном смесителе, мм............................................................................40    25    20

Воздух для аэрации порошка в бункере БПР подают в течение 5-7 мин при давлении воздуха 0,02-0,03 МПа.

Буровой насос включают по схеме емкость - гидравлический диспергатор - гидроэжекторный смеситель - емкость. При этом значение давления на выкиде насоса должно составлять 13-15 МПа, а вакуума в камере эжекторного гидросмесителя - не менее 0,02 МПа.

После предварительной аэрации открывают воздушный вентиль и подают воздух в гофрированный рукав БПР. Таким способом регулируют зна-

Технологические показатели

Тип глинопорошка

Вайомингский

бентонит

Саригюхский бентонит, сорт

Черкасский

бентонит

второго

сорта

первый

второй

Массовая доля, %:

глинопорошка

5,3

5,0

5,8

6,2

воды

94,7

95,0

94,2

93,8

Выход раствора, м3

20,0

20,2

16,3

16,4

Параметры водоглинистой суспензии:

плотность, г/см3

1,030

1,036

1,038

1,038

условная вязкость, с

28-35

21-25

19-23

23-32

статическое напряжение сдвига

0,2-0,4

0,4-0,9

0,3-1,0

2,8-3,5*

за 1 мин, Па

структурная вязкость, 10-3 Па-с

15-24

7-9

3-11

6-9

Массовая доля, %:

глинопорошка

12,0

15,2

17,7

25,4

воды

88,0

84,8

82,3

74,6

Выход раствора, м3

8,3

6,3

5,7

4,0

Параметры водоглинистой суспензии:

плотность, г/см3

1,075

1,080

1,110

1,260

условная вязкость, с

22-27

18-26

22-38

24-28

статическое напряжение сдвига

0,2-0,7

0,5-1,2

0,4-1,2

5,0-6,0

за 1 мин, Па

структурная вязкость, 10-3 Па-с

8-12

5-9

8-16

7-9

* Глина модифицирована кальцинированной содой.

чение вакуума в камере гидроэжекторного смесителя в пределах 0,0080,012 МПа.

Затем открывают запорную заслонку разгрузочного отверстия бункера, и вводят в циркулирующую воду через эжекторный гидросмеситель расчетное количество глинопорошка, после чего запорную заслонку закры-

Таблица 6.6

Зависимость плотности бурового раствора от количества глины и барита

Тип глинопорошка

Плотность суспензии, г/см3

1,1

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

Вайомингский

49,6

45,5

39

34

30

27,2

93,3

229

501

772

1040

1310

Саригюхский, сорт:

первый

47,1

43,2

37

32,4

28,8

25,9

94,7

231

503

773

1043

1310

второй

54,7

50,2

43

37,6

33,4

30,1

88

225

497

769

1040

1310

четвертый

117,3

107,5

92

80,6

71,7

64,5

36

177

453

733

1010

1280

Черкасский, второй сорт

58,5

53,7

46

40,3

35,8

32,2

85

223

495

765

1035

1307

Куганакский

-

164

140

123

110

98

133

417

700

976

1250

Нефтеабадский

-

246

211

184

164

148

63

360

653

933

1210

Примечание. В числителе количество глины

в знаменателе - барита.

вают, прекращают доступ воздуха в камеру гидроэжектора и диспергируют водоглинистую суспензию в течение пяти - восьми циклов круговой циркуляции через диспергатор. Приготовленную водоглинистую сус-


Рис. 6.10. Диспергатор циклонный шаровой ДТП-100:

1 - крышка; 2 - внутренняя камера; 3 - патрубок; 4 - клапан; 5 - запорное устройство; 6 - наружная камера; 7 -щелевидное сопло; 8 - мелющие тела; 9 - фильтр


Рис. 6.9. Гидравлический диспергатор типа «струя в струю» ДГ-2:

1 - корпус; 2, 5 - патрубки; 3 - коллектор; 4 - входной патрубок; 6 -сопло; 7 - насадка


пензию разбавляют водой до расчетного объема и тщательно перемешивают.

При необходимости приготовления утяжеленного раствора выполняют третий этап - утяжеление приготовленной водоглинистой суспензии. Все элементы операций с порошкообразным баритом аналогичны описанным выше. Процесс утяжеления заканчивается перемешиванием раствора после введения в него расчетного количества барита. Интенсивность утяжеления водоглинистой суспензии регулируют значением вакуума в камере эжекторного гидросмесителя с помощью воздушного вентиля.

В некоторых районах нашей страны для приготовления буровых растворов еще применяют установки УПР-Р-2, гидравлические мешалки ГДМ-1 конструкции Я.П. Герасимова, лопастные глиномешалки ГМ-4.

Дальнейшее совершенствование приготовления эмульсионных и суспензионных систем идет по пути интенсификации взаимодействия компонентов. Для этой цели в последние годы разработаны и начали успешно применяться диспергаторы ДГ-2 и ДШ-100.

Диспергатор ДГ-2 предназначен для диспергирования твердой и эмульгирования жидкой фаз буровых растворов и других жидкостей специального назначения при их приготовлении, а также обеспечивает сокращение расхода материалов и ускорение приготовления и утяжеления буровых растворов (рис. 6.9).

Техническая характеристика: принцип измельчения компонентов раствора - гидравлический, «струя в струю»; рабочее давление на входе в диспергатор 10-14 МПа; пропускная способность 40-100 м3/ч; габариты 1190x750x280 мм; масса 190 кг.

Для тех же целей предназначен и диспергатор ДШ-100 (рис. 6.10). В отличие от ДГ-2 ДШ-100 используется при работе с насосами низкого давления.

Техническая характеристика: принцип измельчения компонентов раствора - гидромеханический; рабочее давление на входе в диспергатор 0,30,4 МПа; пропускная способность 80-100 м3/ч; габариты 600x250x400 мм; масса 50 кг.

Преимущества ДШ-100 состоят в следующем: низкая энергоемкость процесса диспергирования, безопасность работ, сокращение расхода материалов, простота обслуживания и эксплуатации.

ОЧИСТКА БУРОВОГО РАСТВОРА ОТ ШЛАМА

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шлам о отделители (песко- и ило отделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

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 глино-отделитель).

1

2

4

о*

/

/

/

/

/ *-» ^ / ^ / ?

«и*

ч

N.

\

'' '1

Ч»

.''У

ч

- _

Центрифуга

10

25

40

74 Вибросито

Илоотде

литель

Пескс

ютделитель

Размер частиц, мкм

Рис. 6.11. Дисперсный состав бурового раствора и предельные возможности аппаратов для очистки раствора от шлама:

1, 2 - дисперсный состав соответственно глинопорошка и барита; 3, 4 - дисперсный состав шл.ама соответственно через один и два цикла циркуляции

Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров (рис. 6.11). Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы 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 в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.

* 1 а а * & I * I а

5Г л

и I1 S


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 «Сва-ко», двухъярусное вибросито фирмы «Бароид» и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 450 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 100 мм - 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 до 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 глубокодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.

Вибросита

Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита следующие (рис. 6.12): основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

Оптимальное соотношение между длиной и шириной просеивающих устройств составляет 2:1, а размеры сетки не должны превышать следующих: длина 2,6 м, ширина 1,3 м. Наибольшая пропускная способность вибросита в том случае, когда шлам состоит из песка, наименьшая - когда шлам представлен вязкими глинами. В зависимости от типа и дисперсного состава шлама пропускная способность вибросита может существенно изменяться. Эффективность очистки возрастает по мере увеличения времени нахождения частиц на сетке. Этого можно достичь увеличением длины сетки, снижением скорости потока, уменьшением угла наклона сетки, изменением направления перемещения частиц, уменьшением амплитуды колебаний сетки, одновременным использованием двух последовательных или параллельных сеток.

Эффективность работы вибросита (пропускная способность, глубина и степень очистки) зависит прежде всего от типа и рабочего состояния вибрирующей сетки. В настоящее время в отечественном бурении для очистки бурового раствора используют нержавеющую сетку с размером ячейки 0,7х2,3;

2


1x2,3; 1х5; 0,16x0,16; 0,2х0,2;

0,25x0,25;    0,4x0,4;    0,9x0,9;

1,6х1,6; 2x2 и 4x4 мм.

Колебательные движения сеткам сообщают вибраторы, приводимые в движение двумя электродвигателями. Каждая вибрирующая рама опирается на четыре резиновых амортизатора и имеет вибратор с эксцентриковым валом. На концах вибрирующей рамы установлены два барабана с храповыми механизмами. Между барабанами натягивается рабочая часть сетки, и ее запасная часть, которая в 2 раза больше рабочей, наматывается на верхний барабан вибрирующей рамы. По мере износа сетки перематывают на нижний барабан до полного износа по всей длине.

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1x5 мм.

Все сетки для очистки бурового раствора изготовляют, как правило, в виде кассет с боковым обрамлением. Такое изготовление позволяет осуществлять равномерное поперечное натяжение сетки при установке ее на вибросите. Состояние натяжения сетки - важный технологический фактор, влияющий на эффективность работы вибросита. Обычно поперечное натяжение каждой сетки на вибросите осуществляется шестью болтами. Развиваемое при этом суммарное натяжение достигает 50 кН на каждую сетку. Сухие сетки изнашиваются быстрее влажных. Ускоряют износ сеток слишком жесткие опоры. Большое внимание уделяется даже схеме натяжения сетки.

Важную роль играет чистота сеток.

На вибросита приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять наибольшее внимание. Для утяжеленных буровых растворов это единственный высокоэффективный аппарат. В практике отечественного бурения широко используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, а также одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1, СВ-2В.

Гидроциклонные шламоотделители

В бурении гидроциклоны используют для отделения грубодисперсного шлама от бурового раствора. В качестве шламоотделителей гидроциклоны часто могут конкурировать даже с виброситами. Так, при удалении частиц шлама размером менее 0,5 мм экономическая эффективность гидроциклонов и вибросит одинакова, если обрабатывается неутя-желенный буровой раствор. С уменьшением размера частиц шлама эффективность гидроциклонов повышается, а преимущества их при удалении шлама с размером частиц менее 74 мкм становятся бесспорными. Гидроциклонные шламоотделители, как правило, неприменимы для очистки утяжеленного бурового раствора вследствие больших потерь утяжелителя со шламом.

Гидроциклон представляет собой цилиндр, соединенный с усеченным перевернутым конусом (рис. 6.13). Нижняя часть конуса заканчивается насадкой для слива песков, а цилиндрическая часть оборудуется входной насадкой, через которую нагнетается буровой раствор, и сливным патрубком, через который отводится очищенный раствор.

Буровой раствор насосом подается через входную насадку в цилиндрическую часть гидроциклона по касательной к внутренней поверхности. Обладая большой скоростью на входе, частицы шлама под действием инерционных сил отбрасываются к стенке гидроциклона и движутся к

Песковой насадке в соответствии с законом Стокса. Тонкодисперсные частицы шлама вместе с компонентами бурового раствора сосредоточиваются в спиралевидном потоке, движущемся снизу вверх. Попадая в сливной патрубок, очищенный раствор выводится из циклона, а шлам (пески) перемещается внешним, движущимся вниз спиралевидным потоком к песковой насадке и выгружается через нее вместе с некоторой частью бурового раствора.

Технологические показатели работы циклона при разделении суспензии на жидкую и твердую фазы ухудшаются при уменьшении напора подающего насоса, увеличении вязкости или плотности подаваемой жидкости, повышении концентрации твердых частиц в суспензии, понижении плотности твердой фазы, уменьшении размера отделяемых частиц, резком отличии формы частиц от сферической, сокращении размера отверстия песковой насадки.

Гидроциклонные шлам о отделители делят на песко- и илоотделители условно. Пескоотделители - это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделителя разное.

Эти аппараты должны обрабатывать весь циркулирующий буровой раствор при любой подаче буровых насосов. Пропускная способность пес-коотделителя должна составлять 125 %, а илоотделителя 150 % от максимальной подачи насоса. Это позволяет гарантировать обработку всего потока бурового раствора на гидроциклонных шламоотделителях.

В отечественной практике широко распространен гидроциклонный шлам о отделитель 1ПГК, называемый пескоотделителем. Он представляет собой батарею из четырех параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм. Буровой раствор в гидроциклоны подается вертикальным шламовым насосом.

б




а


Гх

\


Всасывание

воздуха


Всасывание воздуха отсутствует


Л


Рис. 6.13. Схема гидроциклона Рис. 6.14. Схема работы гидроциклона для очистки бурового раствора от шлама

Пескоотделитель 1ПГК способен обрабатывать до 60 л/с бурового раствора и удалять из него частицы шлама размером 60 мкм при наименьшем допустимом давлении около 0,2 МПа. Общая масса установки составляет 1310 кг.

В настоящее время применяют более надежные модели пескоотдели-телей ПГ-50 и ПГ-90: число обозначает пропускную способность (в л/с). Они отличаются более стойкими и совершенными по форме резиновыми элементами.

Кроме того, во многих районах России внедрены шламоотделители с гидроциклонами диаметрами 75 и 100 мм, так называемые илоотдели-тели. Они представляют собой блок из 12—16 гидроциклонов, установленных на общей раме и имеющих общий ввод раствора и поддон для сбора ила (шлама с раствором). Для подачи раствора используется вертикальный шламовый насос.

Эффективность разделения суспензии с помощью гидроциклонов по-вышется с увеличением давления на входе. Однако опыт работы с буровыми растворами показывает, что оптимальное значение давления для пес-коотделителей составляет 0,25 МПа, а для ило отделителей — 0,32 МПа. Такие условия достигаются при давлении в нагнетательной линии насоса 0,4-0,5 МПа.

Основным методом регулирования работы гидроциклонов в условиях бурения скважин является изменение размеров отверстия для сбрасывания песков или илов. При высоких скоростях бурения это отверстие должно быть достаточно большим. Но если оно окажется больше, чем необходимо для удаления из раствора выбуренной породы, то эффективность работы циклона снизится, а потери раствора со шламом возрастут.

Уравновешенный гидроциклон имеет наилучшие характеристики только в том случае, когда слив песков идет в виде зонтика (рис. 6.14, а), а не в виде шнура (рис. 6.14, б). Следует помнить, что у современных гидроциклонов нижнее отверстие является каналом разгрузки, а не штуцером. При правильной работе циклона допускаются потери раствора со шламом от 1 до 5 %. Стремление получить с помощью гидроциклонов почти сухой шлам приводит также к ухудшению разделения суспензии; тонкодисперсные, необходимые для раствора частицы глины не могут попасть в восходящий вихрь и уносятся песками в отвал.

Основной контролируемой рабочей характеристикой гидроциклонов является плотность песков (илов). Плотность нижнего продукта слива должна быть на 0,30-0,42 г/см3 выше плотности очищенного раствора.

В связи с высокой эффективной вязкостью растворов на углеводородной основе (РУО) эффективность работы гидроциклонных аппаратов снижается. Для этих растворов в качестве пескоотделителей используются ило отделители. Плотность сгущенного продукта при очистке неутяжелен-ных буровых растворов на углеводородной основе при одном и том же количестве удаляемого песка будет меньше, чем при очистке раствора на водной основе. Например, сгущенный продукт, содержащий 25 % твердой фазы, при плотности раствора 1,14 г/см3 имеет плотность 1,48 г/см3, в то время как в РУО плотностью 1,02 г/см3 сгущенный продукт имеет плотность 1,39 г/см3.

Обычные илоотделители не применяют для очистки утяжеленных буровых растворов, так как, удаляя частицы шлама размером 25 мкм, они также удаляют из раствора практически весь барит с частицами размером более 16 мкм и часть барита с частицами меньшего размера. При очистке илоотделителем тяжелых растворов 95 % шлама будут составлять крупные частицы и одновременно будет теряться до 50 % барита.

В последние годы для очистки утяжеленных буровых растворов применяются так называемые сепараторы (рис. 6.15), которые состоят из гидроциклонного илоотделителя 1, установленного над вибрирующей мелкоячеистой просеивающей сеткой 2. Утяжеленный буровой раствор, очищенный с помощью вибросита, подается центробежным насосом в батарею гидроциклонов, где он разделяется на утяжеленный и неутяжеленный. Не-утяжеленный поток возвращается в циркуляционную систему, а утяжеленный через песковые насадки попадает на тонкоячеистое вибросито, где частицы шлама, которые крупнее частиц утяжелителя, сбрасываются в отвал, а остальная часть утяжеленного раствора просеивается через вибросито и, возвратившись в циркуляционную систему, соединяется с неутяже-ленной частью раствора.

В связи с тем, что поток утяжеленного раствора значительно меньше потока неутяжеленного, можно использовать в сепараторах мелкоячеистые вибрирующие сетки и таким образом значительно улучшить очистку утяжеленных буровых растворов.

В б. ВНИИКРнефти разработана технология очистки буровых растворов по трехступенчатой системе, которая успешно внедрена в ряде районов страны. Эта технология предусматривает очистку: грубую — на вибросите, тонкую — на песко- и илоотделителях. В результате из бурового раствора удаляется не менее 60 % выбуренной породы, в том числе частицы размером до 30 мкм.

Технология трехступенчатой очистки предполагает обработку раствора плотностью не более 1,25 г/см3, условной вязкостью не более 45 с. На первой ступени очистки используются вибрационные сита СВ-2, СВ-2Б,

Рис. 6.16. Схема трехступенчатой очистки неутяжеленного бурового раствора

СВ-2В, ВС-1, на второй — пескоотделители 1ПГК, ПГ-50, ПГ-90, на третьей — илоотделители ИГ-45.

Технология очистки неутяжеленного бурового раствора по трех ступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоот-деление и илоотделение — на гидроциклонных шламоотделителях (рис. 6.16). Буровой раствор со шламом после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя 4, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости 9 центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя 6. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Особенностью технологии является, во-первых, использование 25 — 35 % очищенного от песка раствора для разбавления раствора, поступающего в пескоотделитель; во-вторых, для повышения эффективности работы илоотделителя подача в него (минуя пескоотделитель) до 10 % бурового раствора; в-третьих, разбавление (при необходимости) раствора, поступающего в илоотделитель, водой до минимальной вязкости, регламентированной геолого-техническим нарядом.

Для эффективной очистки бурового раствора от тонкодисперсных частиц выбуренной породы необходимо подобрать оптимальные параметры работы вибросит (подачу раствора, число сеток, размер ячеек сетки), гидроциклонных шлам о отделителей (подачу раствора, давление на входе) и поддерживать минимально возможными вязкость и плотность бурового раствора.

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявле-ния в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно. Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию.

Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.

Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия.

Полнота дегазации бурового раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.

В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал.

Растворы, газированные сероводородом, создают особенные трудности при дегазации:

система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород — опасный яд;

сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);

сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;

сероводород обладает высокой корродирующей способностью.

Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора.

Жидкие и растворимые газы удалить из раствора трудно, так как

газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды (С1 — С5) можно извлечь с помощью вакуумного дегазатора, а тяжелые почти невозможно. Выходя из раствора в виде пара, эти газы причиняют много неприятностей.

Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 6.17. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступают в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито 6 и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7. Окончательная дегазация происходит в промежуточных емкостях 1 циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей.

Газовый сепаратор, используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа (рис. 6.18), представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.

Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.

Современные газовые сепараторы, имеющие вместимость 1—4 м3, рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы. Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.

В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок очи-

Рис. 6.17. Схема дегазации бурового раствора

Рис. 6.18. Схема газового сепаратора

щенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама.

В качестве второй, а иногда и единственной ступени очистки раствора от газа обычно применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере — на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру — на гравитационные, эжекционные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродуваю-щиеся центробежные насосы. В вакумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы.

Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекционной и центробежной подачей газированного бурового раствора. Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычно центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности «запираться» газовыми пробками.

Степень вакуума в камере дегазаторов — наиболее важный технологический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насосов, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа.

Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппарате вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с — около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10 — 20 с.

С помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. В результате на вторую ступень дегазации — в дегазатор — поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1—0,25 м3/мин, пропуская буровой раствор объемом 1—3 м3/мин. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %.

Типичным представителем дегазаторов вакуумного типа, используемых в отечественном бурении, является дегазатор типа ДВС. В зарубежной практике распространены вакуумные аппараты, выпускаемые фирмой «Свако».

Вакуумный дегазатор представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Пропускная способность дегазатора по раствору достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в растворе после обработки не превышает 2 %. Привод вакуумного насоса осуществляется от электродвигателя мощностью 22 кВт.

Центробежно-вакуумный аппарат (ЦВА), или центробежно-вакуумный дегазатор (рис. 6.19) состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса 1, 2, внутри которого с высокой частотой вращается вал 4 с ротором 10, подобным рабочему колесу центробежного насоса с загнутыми назад лопатками. Поступающий в ЦВА газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается ротором тонким слоем внутри корпуса и дегазируется. Дегазированный раствор перекачивается обратно в ЦС с помощью осевого насоса, а выделившийся из раствора газ отводится вентилятором 8 по отводным каналам наружу.

Центробежно-вакуумный аппарат обеспечивает не только эффективную дегазацию буровых растворов, но и интенсивное перемешивание входящих в него жидких и твердых компонентов.

va\v\ I v\\vz


Рис. 6.19. Центробежно-вакуумный дегазатор:

1, 2 - части корпуса; 3 - труба; 4 - вал; 5 - осевая турбина; 6 - клапан; 7 - пластинчатый деструктор; 8 - вентилятор; 9 - патрубки для отвода газа; 10 - ротор; 11, 12 - подшипники


В используемых в зарубежной практике атмосферных аппаратах дегазация бурового раствора происходит в результате турбулизации тонкого плоского потока. Обычно раствор в дегазатор такого типа поступает при подаче насоса примерно 35 л/с, чтобы скорость течения на входе в дегазатор составляла примерно 1 м/с. В камере дегазатора имеется система наклонных плоских перегородок, по которым стекает, периодически завихряясь, буровой раствор. Толщина слоя раствора на перегородках 10— 15 мм, а длина пути раствора 3,5 м.

Отечественной промышленностью широко используется вакуумный дегазатор ДВС.

Технологический процесс дегазации буровых растворов в двухкамерных вакуумных дегазаторах происходит следующим образом (рис. 6.20). Поступающий из скважины газированный буровой раствор проходит грубую очистку от шлама и газа на вибрационном сите и попадает в первую емкость циркуляционной системы или в специальную емкость дегаза-

Рис. 6.20. Принципиальная схема двухкамерного вакуумного дегазатора:

1, 1' - сливные клапаны; 2, 2' - всасывающие клапаны; 3, 3' - дегазационные камеры; 4, 4' -золотники регуляторов уровня; 5 - клапан-разрядник; 6 - вакуумный ресивер; 7 - регулятор вакуума

тора. Всасывающий клапан под действием давления бурового раствора открывается, и раствор начинает поступать в дегазационную камеру. Для обеспечения дегазации бурового раствора достаточно включить вакуумный насос ВВН-2. Так как в момент включения клапан-разрядник 5 находится в одном из крайних положений, то одна из дегазационных камер 3 подключена к вакуумному насосу, а вторая 3' сообщается с атмосферой. Работающий вакуумный насос создает в камере 3 разреженность, поэтому сливной клапан 1 закрыт под действием атмосферного давления.

Когда в камере 3 будет достигнуто заданное значение вакуума, мембрана золотникового механизма 7, сжав пружину и заняв нижнее положение, переместит шток золотника и соединит мембранную полость всасывающего клапана 2 с вакуумным ресивером 6. После этого мембрана перемещается вверх, всасывающий клапан открывается, поступающая в дегазационную камеру жидкость очищается от газа и собираемся в сборнике.

По мере заполнения сборника дегазированной жидкостью шток золотника 4 поплавкового регулятора перемещается под действием поплавка и системы рычагов, и при предельном уровне жидкости мембранная полость клапана-разрядника оказывается соединенной с вакуумным ресивером 6. Клапан-разрядник соединяет заполненную камеру 3 с атмосферой, а порожнюю камеру 3 подключает к вакуумному насосу при помощи клапана 2. В этот момент дегазированный буровой раствор начинает выливаться в емкость через сливной клапан 1. Одновременно в камере 3' создается разрежение, и нагнетательный клапан 1' закрывается. Как только камера 3' заполнится буровым раствором, золотник 4’ соединит мембранную полость клапана-разрядника с вакуумным ресивером, и произойдет следующий цикл переключения камер.

В зависимости от газонасыщенности буровые растворы условно делятся на четыре группы: 1) интенсивно вспенивающиеся; 2) умеренно вспенивающиеся; 3) газированные со стойкой фазой газа; 4) газированные с нестойкой фазой газа. Для каждого раствора рекомендуется определенное значение вакуума при обработке в дегазаторе:

Группа раствора..................................................................................1    2    3    4

Вакуум, МПа............................................................................................0,075-0,08    0,05-0,07    0,03-0,07    0,03-0,05

Значение вакуума в дегазаторе регулируют путем изменения степени сжатия пружины мембраны золотника. После того как установлено необходимое разрежение в камере дегазатора, необходимо отрегулировать его пропускную способность при помощи ограничительных болтов, позволяющих изменить ход приемных клапанов. При ввинчивании болтов внутрь клапанных коробок снижается пропускная способность дегазатора. Желательно, чтобы пропускная способность дегазатора была больше объема циркулирующего раствора. В этом случае часть дегазированной жидкости перетекает из выкидного отсека емкости в приемный и над всасывающими патрубками приемных клапанов автоматически устанавливается уровень жидкости.

По мере увеличения вакуума пропускная способность дегазатора уменьшается, поэтому не следует без необходимости устанавливать в камерах дегазатора высокую степень разрежения.

Повышения эффекта дегазации можно достигнуть только путем повышения значения вакуума в дегазационных камерах.

В связи с тем, что сборник жидкости дегазатора имеет постоянный объем, пропускную способность дегазатора можно регулировать только при изменении времени полного цикла дегазации (длительность полного цикла дегазации слагается из времени откачки из дегазационной камеры и времени всасывания жидкости). Пропускную способность дегазатора можно изменять двумя способами: сжатием пружины золотника (изменением вакуума в камере); открытием приемного клапана (изменением пропускной способности дегазационной камеры). Оба способа имеют преимущества и недостатки, поэтому выбор способа определяется трудностью дегазации бурового раствора.

Основным контролируемым параметром работы дегазатора является значение вакуума в камерах. Причиной ее изменения могут быть различного рода неполадки в системе дегазации.

РЕГУЛИРОВАНИЕ СОДЕРЖАНИЯ И СОСТАВА ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

Твердые частицы в буровом растворе, как правило, необходимы, но они существенно затрудняют процесс бурения скважины. Они приводят к повышению его вязкости, увеличению гидравлических сопротивлений, усиленному износу деталей гидравлического оборудования, в первую очередь буровых насосов, элементов подземного оборудования, бурильных труб и циркуляционной системы, а также к возрастанию расхода топлива и (или) электроэнергии.

Когда в неутяжеленном растворе в результате его зашламления накапливается большое количество твердой фазы и удалить ее очистными устройствами трудно, буровой раствор просто заменяют свежеприготовленным.

Основная доля стоимости утяжеленных растворов приходится на барит, поэтому даже в тех случаях, когда содержание твердых частиц настолько велико, что раствор становится практически не прокачиваемым, его стараются не заменять, а отрегулировать в нем содержание и состав твердой фазы.

Если не противодействовать загрязнению бурового раствора твердыми частицами, то затраты на его обслуживание резко возрастут.

Наиболее заметный прогресс в регулировании содержания и состава твердой фазы в буровых растворах был достигнут, начиная с 50-х годов прошлого века, в результате применения центрифуг-отстойников. Это оборудование, претерпев значительную модернизацию, используется до настоящего времени. Основным современным аппаратом для выполнения этой технологической операции является центробежный сепаратор, представляющий собой разновидность центрифуг.

Центробежный сепаратор для буровых растворов (рис. 6.21) представляет собой перфорированный ротор 2, вращающийся внутри корпуса 1. Буровой раствор, поступая в корпус 1, попадает в центробежное поле ротора. Поток раствора приобретает поступательно-вращательное движение, в результате чего происходит разделение твердой фазы по массе. Наиболее массивные частицы раствора (барит, крупный шлам) оттесняются к стенкам корпуса сепаратора и перемещаются периферийной частью потока к сливному отверстию 4 корпуса. Жидкая фаза бурового раствора с тонкодисперсными частицами движется внутри ротора и выходит из аппарата через полый вал 3 ротора.

Разделив буровой раствор на облегченный и утяжеленную пульпу, оператор получает возможность регулировать их возврат в циркуляционную систему и подачу в запасные емкости, таким образом осуществляя первичное регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе. Окончательное доведение раствора до кондиции производят путем добавления в него (при необходимости) свежих порций компонентов.

Поступающий через ввод 5 на обработку в центробежный сепаратор

Утяжеленная

Раствор

Вода

/



\


пульпа

буровой раствор обычно разбавляют водой для того, чтобы уменьшить вязкость и таким образом улучшить условия разделения твердой фазы по массе.

С помощью агрегата можно выполнять следующие функции:

1)    тонкую очистку раствора от шлама - для этого сепаратор устанавливают в качестве четвертой ступени очистки после илоотделителя; часть бурового раствора, очищенного на блоке гидроциклонов илоотделителя, подают в сепаратор и таким образом удаляют из раствора частицы шлама размером более 4 мкм;

2)    регенерацию утяжелителя - в процессе циркуляции или спускоподъемных операций сепаратор включают в работу и из избыточной части раствора извлекают пульпу утяжелителя; эту пульпу затем собирают в запасную емкость и при необходимости добавляют в рабочий объем бурового раствора;

3)    регулирование содержания и состава твердой фазы - это основная технологическая задача, для решения которой строго контролируются подача раствора и режим работы агрегата; утяжеленная пульпа, твердая фаза которой состоит в основном из барита, возвращается частично или полностью в циркуляционную систему, а облегченная часть раствора в случае его обогащения тонкодисперсными частицами шлама сбрасывается в отстойный амбар; эта часть потока частично используется для разбавления рабочего объема бурового раствора;

4)    сгущение пульпы из песков и илов. Иногда сепаратор используют для дополнительного сгущения пульпы из песков и илов, собираемых из нижних насадок гидроциклонных шламоотделителей; это позволяет сократить потери бурового раствора при использовании многоступенчатой гидроциклонной очистки; дополнительно извлеченный из песков и илов буровой раствор вместе с дорогостоящими реагентами возвращается в циркуляционную систему, а шлам сбрасывается в отвал.

Современная центрифуга при нормальном режиме работы способна обрабатывать до 1,5 л/с бурового раствора. На форсированном режиме допускается подача до 2 л/с; рабочий диапазон пропускной способности 45-75 л/мин.

Центрифуга - высокоэффективный аппарат для разделения суспензий, но и она имеет недостатки: конструкция ее сложна и требуется высокая квалификация обслуживающего персонала. Поэтому наиболее целесообразно аппараты использовать кратковременно. Наличие многочисленных вращающихся деталей, абразивная рабочая среда, высокие частоты вращения (1800-2300 об/мин), сальниковые уплотнения, винтовые насосы - все это требует тщательного ухода и высокой культуры эксплуатации.

Центрифуга в 10-11 раз дороже песко- и илоотделителей.

При обработке утяжеленного бурового раствора перед подачей в центрифугу его необходимо разбавлять водой. В противном случае потери утяжелителя будут существенными. Современные условия эксплуатации центрифуг таковы, что каждые один-два объема бурового раствора надо разбавлять одним объемом воды. Поэтому, во-первых, облегченную часть раствора вместе с реагентами приходится выбрасывать, а во-вторых, возникает необходимость в специальной системе оборотного водоснабжения и захоронении (или нейтрализации) сбрасываемого осветленного продукта. Все это свидетельствует о необходимости строгого анализа границ применимости центрифуги в определенных геолого-технических условиях бурения скважин.

В практике бурения скважин для регулирования содержания и состава твердой фазы1 широко используются шнековыге центрифуги (рис. 6.22). Шнек вращается с определенной скоростью и транспортирует скапливающуюся у стенок корпуса сгущенную пульпу к разгрузочному устройству. Такой тип центрифуги позволяет почти полностью отделять от барита жидкую фазу и поэтому чаще всего используется для регенерации утяжелителя из бурового раствора. Режим работы этих центрифуг регулируют подачей раствора на обработку, степенью его разбавления водой, частотой вращения ротора.

Однако в связи с высокой стоимостью и сложностью технического обслуживания центрифугу не всегда целесообразно применять. Выгодней и проще использовать гидроциклонные аппараты. Сущность работы такого аппарата в режиме регенерации утяжелителя состоит в том, что разбавленный водой буровой раствор поступает по тангенциальному вводу в гидроциклон, в центробежном поле которого происходит отделение барита от раствора. Баритовая пульпа возвращается в буровой раствор или сливается в специальную емкость, а облегченная водоглинистая смесь через верхний слив гидроциклона сбрасывается в отстойник. Вода в отстойнике отделяется от глинистых частиц и может повторно использоваться для разбавления новых порций подаваемого на обработку бурового раствора.

Такие аппараты, обычно называемые гидроциклонными глиноотде-лителями, достаточно эффективны. Они способны регенерировать до 80 — 90 % барита при степени разбавления бурового раствора, равной четырем. Значительное разбавление раствора водой (соотношение воды: раствор составляет 4:1) является главным недостатком гидроциклонных глиноотделителей. Однако они могут использоваться с хорошей экономической эффективностью.

В последние годы замечается тенденция к использованию для регу-

лирования содержания и состава твердой фазы буровых растворов специальных реагентов — флокулянтов — в сочетании с известными и широко применяемыми средствами очистки: отстойниками, виброситами и гидроциклонными шламоотделителями. Принцип действия флокулянтов основан на том, что частицы твердой фазы под действием этого реагента агрегируются в так называемые флокулы и превращаются в сравнительно большие по размеру хлопья, которые можно удалить с помощью обычных средств очистки раствора от шлама.

Флокулянты бывают общего и селективного действия. Первые флоку-лируют твердую фазу растворов независимо от ее природы и дисперсного состава, вторые агрегируют лишь частицы определенного материала и дисперсного состава.

6.6. ТЕХНОЛОГИЯ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ

БУРОВОГО РАСТВОРА

По мере углубления ствола скважины изменяются геологические условия разреза. Это приводит к необходимости изменения некоторых параметров бурового раствора. Если надо изменить реологические или фильтрационные характеристики бурового раствора, то его обрабатывают различными химическими реагентами.

Химическую обработку бурового раствора проводят в процессе промывки скважины либо в перерывах между долблениями. В первом случае химические реагенты вводят в начале циркуляционной системы. Во втором случае химические реагенты подают в емкость циркуляционной системы.

Предварительно химические реагенты или их смесь готовят в специальных устройствах: глино- и гидромешалках, блоках химической обработки, гидросмесителях и др.

Технология процесса химической обработки включает, как правило, гидравлические и механические перемешиватели, подпорные и шламовые насосы, а иногда — даже буровые насосы. При обработке во время циркуляции химические реагенты вводят равномерно в течение одного или двух циклов циркуляции. При отсутствии циркуляции буровой раствор обрабатывают поочередно в каждой емкости циркуляционной системы.

С целью механизации химической обработки бурового раствора создан специальный блок химической обработки бурового раствора (рис. 6.23). Он состоит из бака 1, химического насоса 2, гидросмесителя 6, устройства для разрыва мешков 4 и 9, манифольдов. На основании 5 размещен резервуар 3 для жидких химических реагентов. На втором ярусе расположена площадка для хранения затаренного в мешки порошкообразного реагента.

В нижней части основания установлен химический насос 2, который обвязан с баком 1 и резервуаром для химических реагентов 3. На верхней площадке размещают эжекторный гидросмеситель 6, около которого расположен стол с ножом для разрезания мешков. Такой же стол смонтирован у химического насоса. Гидросмеситель соединен трубопроводом 10 с блоком приготовления бурового раствора (БПР). Основание 8 имеет откидной борт 7.

10

Рис. 6.23. Блок химической обработки буровых растворов

Блок предназначен для приготовления жидких химических реагентов, перекачки их из автоцистерн в резервуар, складирования мешков с порошкообразными материалами, подачи жидких реагентов в буровой раствор. Жидкие химические реагенты готовят в баке 1, в который подается вода по трубопроводам. Мешки с порошком разрезают на столе 4 и содержимое высыпают в бак. В этом случае для перемешивания используют комплект химического насоса 2. Жидкости перемешивают не менее 30 мин. Приготовленный химический реагент этим же насосом перекачивают в резервуар.

Обработанный буровой раствор из одной емкости в другую перекачивают шламовым насосом, а перемешивание его до полной гомогенизации осуществляют перемешивателями.

6.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ

СКВАЖИНЫ НЕСЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТЬЮ

Точность гидравлического расчета процесса промывки скважины зависит в первую очередь от достоверности исходной информации.

Некоторые исходные данные к расчету могут быть определены приближенно. К таким данным относятся: диаметр необсаженного ствола скважины, реологические свойства промывочной жидкости, шероховатость стенок труб и скважины и т.д. Поэтому при расчете следует пользоваться оценками, позволяющими удовлетворить всем технологическим и геологическим условиям бурения. Так, оценкой снизу для гидродинамического давления в кольцевом пространстве скважины, исходя из условий создания противодавления на продуктивные пласты, является гидростатическое давление столба промывочной жидкости. Для оценки сверху распределения давлений, исходя из условия недопущения гидроразрыва (поглощения) пластов, и при определении давления в насосе целесообразно применять расчетные соотношения и исходные данные, дающие несколько завышенные значения перепада (потерь) давления в различных элементах циркуляционной системы.

При определении расхода промывочной жидкости, обеспечивающего

очистку забоя и транспорт шлама в кольцевом пространстве, необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в затрубном пространстве ук, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины. При промывке первых скважин на площади скорость ук выбирают по расчету. По мере разбуривания площади и накопления опыта значение ук может уточняться с учетом других факторов (тип разбуриваемых пород, способ бурения, конструкция долот и т.п.). Обычно эта скорость находится в диапазоне 0,7 — 1,4 м/с.

По известному значению ук определяется расход Q промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама:

q — n(d2 - d2)

(6.1)


к


4

где dc — диаметр скважины, м; dH — минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м.

Полученное значение Q уточняется проверкой условия, обеспечивающего очистку забоя от шлама:

4

(6.2)

где a = 0,35^0,5 м/с при роторном способе и электробурении; a = 0,5^ ^0,7 м/с при бурении гидравлическими забойными двигателями.

При выборе диаметра цилиндровых втулок насоса значение Q подбирают, ориентируясь на вынос шлама, а диаметры цилиндровых втулок бурового насоса окончательно выбирают из справочных таблиц. Суммарную подачу насосов определяют по формуле

Q — mnQHI

где m — коэффициент заполнения; n — число насосов; QH — подача насоса при данном диаметре втулок, м3/с.

Коэффициент m выбирается в зависимости от условий всасывания жидкостей. При наличии подпора на всасывание m = 1. Если всасывание осуществляется из емкостей в грунте, то при промывке водой m = 0,9 и глинистым раствором m = 0,8.

При выборе плотности промывочной жидкости, применяемой при раз-буривании заданного интервала, необходимо учитывать следующие два условия: создание противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращение гидроразрыва.

Первое условие имеет вид

kpP,


(6.3)


р — min


к


рпл + Дрр

д^к


где р — плотность промывочной жидкости, кг/м3; kp — коэффициент резерва; рпл — пластовое давление, Па; д — ускорение силы тяжести, м/с2; Ьк — глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м; Дрр - потери давления.

Согласно существующим правилам рекомендуются следующие значения kp и Дрр:

кр = 1,04 + 1,07; Дрр = 3,5 МПа при Ьк > 2500 м.

Рассчитанную по формуле (6.3) плотность р необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление промывочной жидкости в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом:

р< Рг - ? Ркп) - (1 - Ф)рш91п ,    (6.4)

ф9^п

где рг — давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па; ?(ДРкп) — потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

Ф =-Q- — содержание жидкости в шламожидкостном потоке без

(nvMdc /4) + Q

учета относительных скоростей; рш — плотность шлама, кг/м3; Ьп — глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта, м; ум — механическая скорость бурения, м/с.

Поскольку значения ?(ДРкп) и ф зависят от расхода промывочной жидкости, то проверить второе условие можно только после установления подачи насосов.

При выборе турбобура расход промывочной жидкости Q, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с заданным для разрушения породы моментом Mp. Поэтому по справочнику необходимо подобрать турбобур такого типа, который удовлетворяет следующим условиям: диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм; расход жидкости при номинальном режиме работы Qth близок к принятой подаче насоса; крутящий момент Мт не менее чем на 20 % больше заданного Мр, необходимого для разрушения породы.

Крутящий момент турбобура при работе на жидкости плотностью р и подаче насоса Q определяется из соотношения

рQ2

Рс^н


Мт = Мт.

где Мтн, рс, Qth — соответственно тормозной момент на валу турбобура, плотность и расход жидкости при номинальном режиме его работы.

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В ЭЛЕМЕНТАХ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

Общие потери давления Др (в Па) при движении промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы определяются из выражения

ДР = ? Р,) = ? Ртр) +? Ркп) + ДРмт + ДРмк + ДРо + ДРт + ДРд + ДР^    (6.5)

где ? (ДРтр), ? (ДРкп) — потери давления на трение соответственно в трубах и кольцевом пространстве; ДРмт, ДРмк — потери давления в местных

сопротивлениях соответственно в трубах и кольцевом пространстве; Дро -потери давления в наземной обвязке; Дрт - перепад давления в турбобуре; Дрд - потери давления в долоте; Дрг - разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах.

Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости без шлама в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса Иекр течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному. Это число для вязкопластических жидкостей определяется из соотношения

Re^ = 2100 + 7,3He0,58,

(6.6)


где He = pdjjт0 / г\2 - число Хедстрема; п - пластическая (динамическая)

вязкость промывочной жидкости, Па-с; т0 - динамическое напряжение сдвига, Па.

При течении жидкости внутри бурильной колонны значение ^ принимается равным внутреннему диаметру бурильных труб dx. В затрубном пространстве ^ определяется как разность между диаметром скважины dG и наружным диаметром бурильных труб dH.

Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах Rex или кольцевом пространстве Rera больше вычисленного значения Re^, то режим течения турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.

Значения Rex и Rera определяются по формулам:

Re^. = рутd / п = 4pQ / ndп;

(6.7)


Re —Р^кп№    dH) =    4pQ

(6.8)


Re™ „ . .

П    -    dH)n

4Q    4Q

где vт=—-2, укп=—2-тг - средняя скорость жидкости соответственно в

nd2    n(d2 - d2)

трубах и кольцевом канале; dx, dH - соответственно внутренний и наружный диаметры секций бурильной колонны, состоящей из труб одного размера, м.

При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси - Вейсбаха: внутри труб

(6.9)

в кольцевом пространстве

(6.10)

где I — длина секции бурильных труб одинакового диаметра dx или dH, м; Хт, Хкп - коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах и кольцевом пространстве. Их значения следует вычислять по формулам:

хт = 0,1 f —+—1    ;    (6.11)

I dт Кет J

/    \0,25

Л    ПЛПГ7\    1-46 к 100    |    //-104

Хкп = 0,1071-+-I .    (6.12)

^ dc - dH ReKn J

Шероховатость к для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства принимают равной 3-10-4 м, а для необсаженных участков затрубного пространства — 3-10—3 м. Формулы (6.11) и (6.12) получены для турбулентных течений в трубах и кольцевых каналах вязкой жидкости. Будем их использовать и для турбулентных течений неньютоновских жидкостей, поскольку для них нет полностью подтвержденных экспериментально аналогичных формул. В случае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:

ДРт=-4^;    (6.13)

Pтdт

ДРкп=в (4dVd /    (6Л4)

Ркп^с dH)

где рт, ркп — коэффициенты, значения которых можно определить по графику (рис. 6.24), предварительно вычислив число Сен-Венана для труб Sx или кольцевого пространства Sra по формулам:

S.. =^ = ^0^;    (6.15)

nv т    4nQ

S =^okL-dHl = пт0(dc - dн)2(dc + dH).    (6.16)

nv кп    4nQ

По формулам (6.10), (6.14) определяются потери давления в кольцевом канале между стенками скважины и турбобуром. При этом значениям dH и 1 в формулах будут соответствовать наружный диаметр корпуса турбобура dx и его длина 1т. Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются из выражения

/    2    3    5    7    10    20    40    60 80100 200    400    600    1000 S

где 1т — средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м; йм — наружный диаметр замкового соединения, м; 1 — длина секции бурильных труб одинакового размера, м.

Для секции бурильной колонны, состоящей из труб, имеющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давления в местных сопротивлениях внутри труб по формуле


(6.18)

Потери давления в наземной обвязке находят по формуле

ДРо = (ас +аш +ав +а к)рЗ2

(6.19)


где ас, аш, ав, ак — коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки, приводимые в справочной литературе.

Перепад давления в турбобуре вычисляют исходя из кинематического подобия по формуле

(6.20)

где Дртн, Qth — справочные данные турбобура при номинальном режиме его работы на жидкости известной плотности рс.

Перепад Дрг вычисляется по формуле Дрг = (1 — ф)(рш — р)^. При промывке без углубления, когда плотности раствора на входе и выходе скважины сравниваются, Дрг равно нулю.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В ДОЛОТЕ. ВЫБОР ГИДРОМОНИТОРНЫХ НАСАДОК

Резерв давления Дрд, который может быть реализован в долоте,

определяется как разность между давлением Ьрн, развиваемым насосом (или насосами) при выбранном диаметре втулок, и суммой перечисленных выше потерь давления в элементах циркуляционной системы Др = 2(ДРг):

ДРд = ьРн -Z Р;)

(6.21)


где b - коэффициент, равный 0,75 — 0,80 и учитывающий, что рабочее давление нагнетания насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20 — 25 %.

По значению Дрд следует установить возможность использования гидромониторного эффекта при бурении данного интервала скважины. Для этого необходимо вычислить скорость движения жидкости в промывочных отверстиях долота

(6.22)

где ц — коэффициент расхода, значение которого следует принимать равным 0,95. Если полученное исходя из резерва давления значение

vh > 80 м/с, то это означает, что рассматриваемый интервал можно бурить с использованием гидромониторных долот.

Следует иметь в виду, что перепад давления, срабатываемый в насадках гидромониторного долота, не должен превышать некоторого предельного значения Дркр, определяемого как возможностью запуска турбобура, так и прочностью конструктивных элементов долота. В настоящее время этот предел Дркр = 12^13 МПа. Поэтому по формуле (6.22) необходимо подобрать такие значения vh и Дрд, чтобы выполнялись условия

vд > 80 м/с; Дрд < Дркр.    (6.23)

При выполнении условий (6.23) рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота

Ф = (Q - Qy)/vA,    (6.24)

/Дрд"

где Q„ = я—- - расход (утечки) промывочной жидкости через уплотнение V kp

вала турбобура, м/с; k, n — опытные коэффициенты, характеризующие не-герметичность уплотнения конкретного турбобура. Найдя Qy, необходимо проверить выполнение условий выноса шлама и очистки забоя. Если разность Q — Qy превышает значения расходов, вычисленные по формулам

(6.1) и (6.2), то названные условия будут соблюдены.

По назначению Ф подбирают диаметры насадок гидромониторного долота.

Если для данного долота vh < 80 м/с, то следует сделать вывод о том, что бурение данного интервала с использованием гидромониторного эффекта невозможно. В этом случае необходимо вычислить перепад давления в долоте по формуле

Дpд = pvД/2ц2.    (6.25)

6.8. МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И БУРОВОГО ШЛАМА

Одной из сложных проблем является проблема утилизации отработанных буровых растворов (ОБР) и шлама (БШ) и нейтрализации их вредного воздействия на объекты природной среды. В ее решении важная роль отводится разработке методов, специальной технике и технологии утилизации и обезвреживания указанных отходов бурения.

Основные направления утилизации отходов бурения показаны на рис. 6.25. Наиболее доступным направлением утилизации ОБР является их повторное использование для бурения новых скважин. В этой области имеется богатый опыт зарубежных фирм, а также отечественной практики бурения. Этот подход оправдан не только с экологической, но и с экономической точки зрения, так как он обеспечивает значительное сокращение затрат на приготовление буровых растворов.

В отечественной практике бурения повторное использование буровых растворов находит широкое применение, особенно при кустовом бурении и в районах с развитой транспортной сетью. Однако это важное и экологиче-

Рис. 6.25. Основные направления утилизации отходов бурения

ски целесообразное направление утилизации ОБР не везде осуществимо из-за специфических природно-климатических и ландшафтных условий районов ведения буровых работ, значительной удаленности буровых друг от друга, что делает его экономически невыгодным мероприятием. Например, расчеты показывают, что затраты на транспортировку ОБР на расстояние свыше 250 км начинают превышать стоимость раствора, приготавливаемого на месте.

Перспективным направлением утилизации ОБР представляется его использование для крепления скважин. При этом возможны два варианта. По первому варианту ОБР используется в качестве добавок к известным там-понажным материалам, традиционно применяемым в практике цементирования скважин, по второму — ОБР используется в качестве основного тампо-нажного материала. Так, фирма «Dresser Magcobar» (США) разработала там-понажный материал, для приготовления которого использован ОБР на водной основе. Причем в составе ОБР допускается определенное содержание нефти и нефтепродуктов (дизтоплива) и утяжелителя. При этом отмечается, что наличие утяжелителя играет положительную роль, так как он способствует увеличению прочности полученного тампонажного камня. Достоинством такого материала является его хорошая совместимость с буровым раствором, что приводит к повышению качества сцепления тампонажного камня с породами интервала цементирования и обсадной колонной в затрубном пространстве, а также отсутствие усадки.

В числе других преимуществ можно выделить значительное снижение расхода тампонажных спеццементов, простоту приготовления таких растворов, использование оборудования буровой для их приготовления, легкость контроля сроков схватывания путем использования замедлителей и достаточно высокую прочность тампонажного камня.

Испытания тампонажного материала с добавкой ОБР на нескольких скважинах прошли успешно.

В отечественной практике к таким работам относятся работы по использованию ОБР для крепления скважин. С этой целью разработаны специальные отверждающие глинистые растворы (ОГР), выполняющие функции тампонажного камня при креплении скважин. Для этого предлагается в качестве отвердителя использовать алкил-резорцины с формалином. Такой материал пригоден для крепления скважин в интервале температур 20 — 50 °С. Однако реализация этого способа сдерживается высокой токсичностью применяемых веществ, трудностью регулирования сроков твердения буровых растворов и сложностью технологии обработки раствора на дневной поверхности.

Необходимо также отметить, что, несмотря на простоту и очевидную доступность этого метода утилизации отходов, он широкого распространения не получил из-за ограничений, связанных с геологическими условиями проводки скважин.

Заслуживающим внимания способом утилизации ОБР является их использование в качестве основы удобряющих компостов и мелиорантов, предназначенных для внесения в почву при рекультивации шламовых амбаров и территории буровой, а также структурообразователя почвогрунтов. Пригодными для этих целей смогут быть лишь буровые растворы, не содержащие нефти и нефтепродуктов, хроматов и токсичных для почв минеральных солей. Наиболее целесообразно использовать такие компосты и мелиоранты для солонцовых, песчаных и супесчаных почв, т.е. почв, обедненных глинистыми структурообразующими компонентами. Предпосылкой такой постановки вопроса является механизм мелиорации, заключающийся в связывании глинистым коллоидным комплексом разрозненных механических элементов указанных почв в единую морфологически и агрономически ценную структуру. Так, исследованиями показано, что глинистые ОБР, обрабатываемые в процессе бурения гуматными реагентами, не содержащими нефти, и имеющие в своем составе менее 2 % минеральных солей, являются хорошим структурообразующим агентом для почв указанных типов. Наиболее ярко мелиорирующий эффект ОБР проявляется при его совместном использовании с фосфогипсом-дигидратом. Эффективность такого мелиоранта обусловлена содержанием в его составе структурообразующего глинистого коллоидного комплекса, рационального количества питательных для почв компонентов (гуматов калия, кальция, разлагающейся органики и др.), носителем которых служит ОБР, а также кальция, фосфора и ряда других микроэлементов, привносимых фосфогипсом-дигидратом.

Внесение в почву предложенного мелиоранта приводит к заметному улучшению ее структуры и агрономических свойств. Так, рН почвы становится близким к нейтральному. Гуматы, привносимые в почву мелиорантом, находятся в устойчивой кальциевой форме в отличие от преимущественно натриевых гуматов, содержащихся в почвенной среде. Это способствует закреплению органического вещества в почве и улучшению тем самым почвенной структуры и пищевого режима. Улучшение водно-физических и агрохимических свойств почвы в значительной мере происходит в результате структурообразования коллоидной фракции глины ОБР в присутствии фосфогипса-дигидрата, а также в результате насыщения почвенного поглощающего комплекса фосфогипсом и внесения с мелиорантом ценных питательных биогенных элементов - фосфора, калия и др. Единственным ограничивающим условием применимости этого безусловно прогрессивного и практически доступного метода утилизации полужидких отходов бурения является состав ОБР, который не должен содержать вредных и токсичных для почв и экологической цепи в целом компонентов.

Наиболее прогрессивным направлением утилизации ОБР является их использование в качестве исходного сырья для получения изделий грубой строительной керамики, в частности, в производстве керамзита и глинистого кирпича. Предпосылкой этого служит компонентный состав ОБР, основу которого составляет глина, являющаяся главным компонентом бурового раствора и находящаяся в высокодисперсном состоянии. Причем глинистая фракция ОБР представлена в подавляющем большинстве случаев глиной высокого качества (бентопорошок), что придает такому сырью хорошие технологические свойства. Кроме того, в составе ОБР содержится значительное количество органики и нефти.

Наличие органики и нефти обеспечивает высокий эффект вспучивания глинистой массы при обжиге.

Исследованиями показана не только принципиальная возможность получения из ОБР керамзита, но и реальность осуществления его производства на действующих заводах без изменения существующей технологии.

Весьма интересные результаты получены при оценке возможности использования ОБР для производства строительного кирпича. Исследования проводили по стандартной методике, принятой для изделий грубой строительной керамики. Для этого в исходную глинистую сырьевую смесь вводили различные количества ОБР и определяли реологические свойства шихты и свойства керамического изделия.

Результаты экспериментов показывают, что введение в традиционную сырьевую смесь для производства глиняного кирпича ОБР в количестве до 25 % не только не ухудшает показатели качества получаемого керамического изделия, но и существенно улучшает реологические свойства исходной шихты. При этом повышается формовочная влажность массы, ее пластическая вязкость, а показатель предельного напряжения сдвига находится в оптимальном диапазоне. Такое действие добавок ОБР повышает формовочную способность состава и облегчает выполнение технологических операций по переработке сырья в керамическую массу. Получаемый кирпич обладает высокими потребительскими свойствами - он характеризуется минимальной усадкой, незначительным водопоглощением и высокими прочностными показателями. Уменьшение усадки кирпича происходит за счет слабовспучивающего эффекта ОБР при обжиге такой сырьевой смеси. Уменьшение водопоглощения кирпича обусловлено в первую очередь структурой вводимого ОБР и наличием в его составе высококоллоидальной глинистой фракции и структуроообразующей органики, придающей сырью и готовому изделию определенные гидрофобные свойства. Использование глинистой массы с большим содержанием высококоллоидальных глинистых частиц придает сырьевой смеси однородную структуру, что в конечном счете ведет к получению керамического изделия с более мелкими и однородными по размеру порами. В результате этого водопоглощение кирпича заметно уменьшается. Повышение прочности кирпича обусловлено также наличием в составе ОБР высококоллоидальной глинистой фракции, что при обжиге позволяет получить высокопрочную структуру изделия.

Результаты промышленного испытания данного метода утилизации ОБР показали, что на практике все подготовительные и основные операции производства глинистого строительного кирпича с использованием отработанных буровых растворов в качестве добавок к исходной глинистой шихте осуществляются в рамках традиционно применяемой технологии и не требуют их корректировки или создания специального дополнительного оборудования.

Указанное направление утилизации отходов бурения является наиболее эффективным способом решения не только проблемы охраны окружающей среды, но и проблемы ресурсосбережения, так как позволяет вовлечь в активное использование вторичные ресурсы. Такое природоохранное мероприятие обеспечивает не только экологический, но и экономический эффект за счет придания отходам бурения новых потребительских свойств и возможности их использования для различных нужд. Этому направлению утилизации отходов должен быть отдан приоритет перед другими областями утилизации ввиду очевидной важности решаемых при этом задач. Успешное же решение этой проблемы во многом будет зависеть от организации специальных производств, максимально приближенных к районам массового бурения скважин, что сделает экономически целесообразным и рентабельным реализацию на практике этого важного природоохранного и ресурсосберегающего мероприятия.

Одним из интересных направлений утилизации ОБР и БШ является их использование в дорожном строительстве. Однако перспективность этого метода и его экономическая состоятельность еще не доказаны, так как рекомендуется использовать ОБР, содержащий в своем составе, судя по анализу полученных данных, как безвредные, так и токсичные компоненты. Только после проведения всесторонних исследований в этой области может быть сделан окончательный вывод о практической полезности и экологической чистоте этого метода.

Несмотря на очевидные преимущества утилизации отходов бурения, самым доступным является их ликвидация путем захоронения. При этом практикуется захоронение ОБР и БШ в специально отведенных местах, в глубокозалегающих подземных горизонтах, в земляных амбарах непосредственно на территории буровой.

Захоронение отходов бурения в специально отведенных местах предусматривает использование для этих целей шламохранилищ, бросовых земель или оставшихся после разработки карьеров. Такое захоронение сопряжено со значительными транспортными расходами и поэтому экономически невыгодно. Вместе с тем захоронение отходов по этому способу является единственно возможным вариантом решения природоохранной проблемы, например, при морском бурении, бурении в курортных и прибрежных водоохранных зонах, а также в экологически уязвимой местности.

Недостаточно распространен и метод захоронения жидких отходов, преимущественно ОБР, в глубокозалегающие подземные горизонты. Он может быть реализован только при наличии в разрезе разбуриваемого месторождения соответствующих геологических условий, обеспечивающих безопасное захоронение таких отходов. Необходимым и обязательным условием при этом является наличие хорошо экранированных водонепроницаемых пластов с высокими емкостными свойствами, не имеющих гидродинамической связи с другими горизонтами. Кроме того, экономически целесообразно захоронение лишь в случае больших объемов закачки отходов, например, при кустовом бурении.

В настоящее время в большинстве случаев практикуется захоронение полужидкой массы и нетекучего осадка непосредственно в шламовых амбарах на территории буровой после предварительного подсыхания их содержимого. Однако такое захоронение не предотвращает загрязнения природной среды, так как содержащиеся в отходах загрязнители вследствие подвижности и высокой проникающей способности мигрируют в почво-грунты, вызывая в них негативные процессы.

Представляется неэкономичным и способ захоронения ОБР и БШ в специально отведенных местах. В качестве шламохранилищ могут использоваться бросовые земли, исключенные из землепользования, карьеры после прекращения их разработки, а также специально сооружаемые и оборудуемые хранилища. Существенным недостатком указанного метода являются значительные транспортные расходы на вывоз ОБР со скважин, так как такие места захоронения находятся зачастую на большом удалении от буровых. К тому же не всегда удается выбрать подходящее место, отвечающее требованиям безопасного захоронения указанных отходов.

В американской практике бурения известен и практикуется метод захоронения ОБР в земляных амбарах, стенки которых изолируются пленкой из полиэтилена или поливинилхлорида и бентонитом. После заполнения амбара буровым раствором его засыпают минеральным грунтом, смешанным с бентонитом, наносят слой плодородной почвы и рекультивируют. Однако у нас в стране такой метод не получил должного распространения, хотя и заслуживает внимания.

Известен и нашел частичное применение в зарубежной практике и метод разбрызгивания ОБР на пахотные земли после предварительной его нейтрализации. Однако использование указанного метода ограничивается типом и системой обработки бурового раствора. Этот метод не приемлем для минерализованных буровых растворов, т.е. растворов с высоким содержанием хлоридов и других токсичных солевых компонентов. Но отсутствие в литературе сведений о нейтрализующих агентах не позволяет дать объективную оценку возможностей метода, а также практической и экономической целесообразности его применения.

Анализ данной проблемы свидетельствует о том, что захоронение отходов бурения не решает полностью задачи защиты окружающей среды от загрязнения. Этот доступный и практически повсеместно используемый метод локализации отходов бурения является экологически оправданным лишь при условии обезвреживания захороняемой массы.

6.9. МЕТОДЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ ОТРАБОТАННЫХ

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА

В настоящее время в подавляющем большинстве случаев ОБР и БШ захороняются в земляных амбарах непосредственно на территории буровой после окончания бурения скважины. Это решение не обеспечивает надежной экологической защиты мест захоронения отходов. Положение еще более усугубляется тем, что такой метод требует длительного времени подсыхания содержимого амбаров перед их засыпкой с последующей рекультивацией, а это невыгодно в плане рационального использования земель. Вместе с тем этот метод ликвидации отходов бурения наиболее доступен по сравнению с другими, несмотря на безвозвратные потери бурового раствора. Обезвреживание же отходов позволяет не только повысить экологичность таких работ, но и обеспечить благоприятные условия для своевременной рекультивации отстойников с ОБР и БШ, исключив стадию длительного ожидания затвердевания их содержимого.

Основные направления работ в области обезвреживания отходов бурения концентрируются на физико-химической нейтрализации и отверждении ОБР и БШ. Физико-химическая нейтрализация содержимого шламовых амбаров представляется привлекательным методом предотвращения загрязнения объектов природной среды отходами бурения. Один из них предусматривает разделение ОБР на жидкую и твердые фазы с последующей утилизацией жидкой части и нейтрализацией осадка. С этой целью в США предложен способ разделения фаз ОБР. Для обработки используют флокулирующие добавки. Такие добавки вызывают коагуляцию и флокуляцию жидкой части отходов и высаждение твердой фазы в осадок. После удаления из амбара осветленной воды оставшаяся масса вновь обрабатывается флокулянтом, и так продолжается до тех пор, пока вся основная часть воды не будет удалена из жидких отходов.

Наиболее перспективным представляется использование передвижных блочных установок для обработки отходов бурения. Они состоят из блока двигателя, приемной емкости с мешалкой для хранения бурового раствора, погружного насоса, электроприводного устройства для перекачки дегидратированного бурового раствора и, в случае необходимости, дополнительного узла для физико-химической обработки воды. Производительность установки составляет до 10 м3/ч. Имеются и другие разработки, обеспечивающие глубокое обезвреживание отходов бурения.

Заслуживает внимания способ ликвидации шламовых амбаров методом расслоения ОБР на загущенную и осветленные фазы с последующим отверждением верхней части осадка после удаления осветленной воды. Он реализуется следующим образом. В амбар с ОБР вводят коагулянт из расчета 1,5 кг на 1 м3 жидкой фазы. Указанный амбар содержит примерно 50 % шлама и 50 % жидкой фазы. Введение коагулянта осуществляется при активном смешении его с ОБР с помощью цементировочного агрегата в течение 1,5-2,0 ч. Затем ОБР отстаивается в течение суток. После отстоя осветленную воду откачивают на технологические нужды. Подвижную часть загущенного осадка буровым насосом откачивают из амбара и смешивают с вяжущим компонентом, например, с цементом из расчета 0,8 т на 1 м3 подвижной части загущенного осадка. Полученную смесь вводят в амбар и равномерно распределяют по поверхности придонной неподвижной части загущенного осадка. Отверждение поверхностного слоя загущенного осадка заканчивается через 2 сут. На отвержденную поверхность наносится экран из глины толщиной 0,3 м. Затем оставшуюся часть котлована засыпают минеральным грунтом.

Предложенный способ пока не имеет достаточной реализации в промысловых условиях, что не позволяет судить о его рациональности. К тому же значителен расход вяжущего.

Одним из эффективных методов обезвреживания бурового шлама является окисление и гидрофобизация его поверхности. Значительный объем работ в этом направлении выполнен Т.И. Гусейновым, А.А. Мовсумовым и другими специалистами. Ими изучены закономерности и особенности процессов окисления и гидрофобизации поверхности бурового шлама и установлены наиболее целесообразные границы применимости данных методов в соответствии с уровнем загрязненности таких отходов бурения. Как показали исследования, метод окисления органических загрязнителей, содержащихся в буровом шламе, обладает гораздо меньшей эффективностью по сравнению с гидрофобизацией. Это одна из основных причин, не позволяющая рекомендовать метод окисления в практику обезвреживания буровых шламов. Более перспективным, по мнению исследователей, является обезвреживание шлама методом гидрофобизации его поверхности с помощью органических или растворимых высокомолекулярных соединений с последующим действием электролитов. За счет высаливания полимера частицы породы покрываются пленкой, препятствующей растворению в воде токсичных и загрязняющих веществ. Из известных растворов полимеров наибольшей эффективностью обладает сополимер малеинового ангидрида с акриламидом, который позволяет получать высокую степень гидрофобизации поверхности бурового шлама и, как следствие, обеспечивает необходимую глубину обезвреживания. Этот метод рекомендован в основном для обезвреживания шлама при морском бурении, так как эффект гидрофобизации поверхности усиливается при попадании обработанного таким полимером БШ в морскую среду. Однако из-за значительных расходов гидрофобизующего агента и его дефицитности этот метод широкого распространения в практике буровых работ не получил.

В качестве безреагентных методов обезвреживания твердых отходов заслуживает внимания термический метод. Термическая обработка шламовых масс обеспечивает разрушение органики всех основных классов, присутствующих в буровом шламе. По мнению ряда исследователей, этот метод является наиболее доступным и перспективным. Его практическая реализация осуществляется в печах специальной конструкции, из которых заслуживает внимания барабанная электрическая печь, разработанная в ГИПРОморнефти под руководством Т.И. Гусейнова. Она позволяет реализовать необходимые термические режимы для достижения глубокого обезвреживания шламовых масс с высоким содержанием нефти и нефтепродуктов и других загрязнителей органической природы. Основным недостатком этого метода, сдерживающим его широкую практическую реализацию, является значительный расход электроэнергии на проведение обжига шлама.

Эффективным и практически доступным методом частичного обезвреживания бурового шлама может стать отмывка его от загрязняющей органики (в том числе нефти и нефтепродуктов).

Приоритетным направлением обезвреживания отходов бурения является их отверждение. Обезвреживающий эффект при этом достигается за счет превращения указанных отходов бурения в инертную консолидированную массу и связывания в ее структуре загрязняющих веществ, что практически исключает миграцию их за пределы отвержденного бурового раствора. Такую отвержденную массу можно захоронить в земляных амбарах непосредственно на территории буровой без нанесения ущерба окружающей среде. Ввод в ОБР активирующих добавок позволяет, кроме того, получать отвержденную массу, выдерживающую нагрузку, которую создает транспортная техника. При этом значительно упрощается процесс захоронения, облегчаются последующие планировка и рекультивация амбаров, а также существенно сокращаются сроки возврата земель основному землепользователю.

Метод отверждения является не только практически доступным, но и экономически выгодным. Об этом свидетельствуют и примерные расчеты сравнительной экономической эффективности использования известных методов обезвреживания и утилизации указанных отходов бурения. Так, средние затраты на 1 м3 ОБР при его повторном использовании, захоронении в земляных амбарах на территории буровой без предварительного обезвреживания, захоронении с обезвреживанием методом отверждения, подземном захоронении через специальное поглощение скважины глубиной до 700 м и получении глинопорошков из ОБР в распылительных сушилках составляют в ценах 1985 г. соответственно 5—10, 20 — 37, 10—15, 17 — 22 и 14 — 35 руб. Эти расчеты хорошо согласуются с данными исследователей Американского агентства охраны окружающей среды, которыми показано, что стоимость обработки 1 т отходов отверждающим составом составляет в среднем от 22 до 30 дол.

Следовательно, метод обезвреживания ОБР с последующим захоронением продуктов отверждения на территории буровой является более выгодным по сравнению с другими методами не только с экологической, но и с технико-экономической точки зрения.

За рубежом в качестве отверждающих составов предлагаются минеральные вяжущие с активными добавками, такими, как окись алюминия, жидкое стекло, хлорид железа. Эти составы в большинстве случаев многокомпонентны, расход их при добавлении в ОБР относительно высок, к тому же практически отсутствуют данные об их промысловой реализации.

Японскими специалистами для отверждения бурового шлама предложен состав, состоящий из портландцемента, безводного гипса и добавок порошкообразного материала некоторых солей. Фирма «Chemfix Crossford Pollution Services» (Великобритания) рекомендует обрабатывать буровой шлам некоторыми растворами силикатов в присутствии коагулянтов. Получаемый при этом твердый материал может быть утилизирован, т.е. использован для покрытия автостоянок или же безвредно сброшен на поверхность почвы.

Расход вяжущего и сроки твердения ОБР и БШ сокращаются в случае применения в качестве активирующей добавки полимерных материалов. При этом формируется эластичная консолидированная масса, загрязняющие свойства которой значительно ниже загрязняющих свойств исходного ОБР и БШ; нефть и нефтепродукты, как основной загрязнитель природной среды, не мигрируют за пределы отвержденной массы. Вместе с тем водоустойчивость такой полимерглинистой композиции гораздо ниже, чем на основе только минерального вяжущего.

Ряд исследователей предлагают применять для отверждения указанных отходов бурения фенолформальдегидные смолы. При этом получены положительные результаты по консолидации, однако необходимого обезвреживающего эффекта не достигается. К тому же одна из составляющих этого материала (фенол) является крайне токсичным веществом, относящимся ко второй группе токсичности. Все это не дает основания рекомендовать такие отверждающие составы для обезвреживания ОБР и БШ.

Все разрабатываемые отверждающие составы имели одну единственную цель — придать отвержденной массе ОБР и БШ прочностные характеристики. Однако оценка экологичности отвержденных масс в целом не проводилась. Для этого были проведены исследования, результатом которых явились установление закономерностей и особенностей процесса, а также разработка подхода к выбору типа и состава консолиданта.

П    осложнения при бурении, i    их пре дупреждение и борьба глава    с ними  »
Библиотека »