Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Предел измерения касательных напряжений (статическое

напряжение сдвига), Па:

пружина № 1                                                                                                0-45

пружина № 2                                                                                     0-90 Предел измерения динамической вязкости ньютоновских жидкостей при 200 об/мин, Па с:

пружина № 1                                                                                     0,001 - 0,2

пружина № 2                                                                           0,001 - 0,4 Частота вращения гильзы, об/мин                      0,2; 200; 300; 400; 600 Максимальная приведенная погрешность измерений, %

касательных напряжений                                                                      4

динамической вязкости                                                                        5

Погрешность отсчета угла поворота шкалы, град.                       ±0,5

Напряжение переменного тока, В                                                         220

Пределы термостатирования, °С                                                  20 - 60

Структурная (пластическая) вязкость η и динамическое напряже­ние τ₀ для растворов, подчиняющихся закону течения Шведова- Бингама, определяют с помощью координат двух точек на прямоли­нейном участке опытной кривой φ (п) по формулам

где А, В - константы прибора (по паспорту);φ₁ φ₂ - углы поворота шкалы при низкой n₁ и более высокой п₂ частоте вращения гильзы.

За величины η и τ₀ принимают средние арифметические из трех измерений, результаты которых отличаются не более чем на 10%. Нормальные глинистые растворы имеют значения ц и г₀ в пределах 2 - 10 Па и 0,005 - 0,02 Па с соответственно.

Эффективная вязкость раствора при различных градиентах скорости сдвига определяется выражением

справедливым в условиях, когда измеренный угол поворота шкалы не выходит за пределы 50° < φ < 150°.

 

Статическое напряжение сдвига через 1 мин Ө1 и через 10 мин Ө10 определяется так же, как и прибором СНС-2, с тем отличием, что перемешивание раствора перед выстойкой производят при максималь­ной скорости вращения гильзы 600 об/мин для полного разрушения структуры

 

При бурении на нефть и газ для определения показателя фильтра­ции и толщины фильтрационной корки, помимо прибора ВМ - 6, используется также фильтр-пресс ФЛР - 1 (рис. 6.11)

Техническая характеристика фильтра-пресса ФЛР-1:

Максимальный объем фильтрата за 30 мин, см³                                                          60

Фактический диаметр фильтра, мм                                              53

Давление фильтрации, МПа                                                                 0,7

Погрешность измерений, см¹                                                                                                     ±0,5

Температура окружающей среды, °С                                        5-50 Ммксимальное давление на входе в редуктор, МПа                                   15

Показатель фильтрации Ф (водоотдачи В) в кубических санти­метрах за 30 мин определяется соотношением

Ф = 2V_Ф,                                                                                        (6.6)

где 2 - отношение площади стандартного фильтра диаметром 75 мм к площади фильтрации ФЛР - 1; V_ф - объем отфильтровавшейся pf 30 мин дисперсионной среды, см³.

Измерения показателя фильтрации при повышенных значениях томпературы и перепада давления производятся с помощью прибора ФП - 200 (рис. 6.12), по принципу действия аналогичного ФЛР - 1, но с набженного автоклавом, подогреваемым снаружи кольцевым элемен­том электросопротивления в виде намотки нихромовой проволоки в керамических бусах под теплоизолирующим кожухом, а также трубча­той системой водяного охлаждения подфильтрового пространства (и процессе измерений) и автоклава (после из завершения).

 

 

 

Технические характеристики прибора ФП - 200:

Максимальная рабочая температура, °С                                             220

Максимальный перепад давления на фильтр, МПа                             5

Площадь фильтра, см²                                                                            22 Точность автоматического поддержания:

заданной температуры, ˚С                                                                  ±5

заданного перепада давления, МПа                                                          ± 0,1

Электропитание переменного тока, В                                                  220

Напряжение сдвига фильтрационной корки определяется с по­мощью установки НК-1, основанной на измерении предельного стати­ческого усилия сдвига поверхностных слоев фильтрационной корки помещенным на нее грузом.

Смазочная способность раствора оценивается с помощью уста­новки CP - 1, основанной на измерении коэффициентов трения сколь­жения и качения, времени работы до появления питтинга трущихся шариков, их абразивного износа взвешиванием на аналитических весах.

 

Напряжение электропробоя (электростабильность) определяется испитателем гидрофобно-эмульсионных растворов ИГРЭР - 1, осваным на измерении напряжения пробоя между двумя опущенными в испытуемый раствор электродами, на которые подается плавно увеличивающееся (максимально до 600 В) напряжение постоянного тока. Элсктростабильность находят как среднее арифметическое из трех измерений.

Для измерения содержания газа может быть использован прибор газео- держания ПГР - 1 (рис. 6.13).

Концентрация водородных ионов рН определяется колориметрическим способом с использованием индика­торной бумаги и эталонных образцов цветной шкалы, а также электрометри­ческим способом с применением при­бора - милливольтметра рН - 121, ос­нованного на преобразования ЭДС электродов в постоянный ток, напря­жение которого пропорционально из­меряемой величине.

Техническая характеристика ла­бораторного прибора рН -121:

Диапазон измерения рН   1 - 14;   1 - 4; Погрешность измерений в      4-9; 9-14 диапазонах:

1-14                                             ± 0,4

остальных                                   ± 0,04

Минимальный объем испытуемой дозы, см³                                                                                           0,5                           

Содержание газа, нефти, твер­дой фазы, коллоидных глинистых час­тиц в буровом растворе, его степень минерализации (анализ фильтрата), поверхностное натяжение, теплоем­кость, теплопроводность и др. опре­деляются с помощью специальных способов и средств.

 

Водородный показатель рН характеризует степень щелочности или кислотности бурового раствора в нейтральном рН = + 7; в кислом рН < 7, а в щелочном рН > 7. Предельное значение для щелочи рН =14.

 

Буровой комплект приборов контроля глинистого раствора БКР (рис. 6.14) предназначен для определения персоналом буровой бригады трех основных параметров бурового раствора: плотности, условной вязкости и температуры.

 

6.5. Химические реагенты и обработка буровых растворов

Контроль технологических свойств бурового раствора в процессе приготовления и эксплуатации позволяет своевременно приступить к его физико-химической обработке, дающей возможность:

- повысить качество бурового раствора, приготовляемого из ме­стной низкосортной глины;

- восстановить необходимые технологические свойства раствора, утраченные в процессе циркуляции под влиянием шлама, растворимых пород, минерализованных вод и пр.;

- придать раствору особые свойства, позволяющие избежать ос­ложнений в конкретных условиях бурения (проявления, пучащиеся породы и др.).

 

 

Для обработки буровых растворов применяют различные химические реагенты, которые в силу вызываемых ими физико-химических процессов могут обеспечивать:

"пептизацию", т.е. диспергирование твердой фазы, что способ­ствует снижению водоотдачи, толщины фильтрационной корки и об­щему улучшению структурно-механических свойств;

"стабилизацию", заключающуюся в предохранении взвешенных частиц, глобул, пузырьков от агрегатирования (слияния), что улучшает стабильность, снижает суточный отстой;

"структурообразование" (тиксотропию), что повышает статическое напряжение сдвига, несущую способность раствора;

гидрофильную "коагуляцию" (частичное агрегатирование), что предупреждает загустевание в глиносодержащих породах, способствует закупориванию тонких трещин и др.;

"ингибирование", т.е. защиту от солевой агрессии, размокания пород, коррозии бурового инструмента и пр.

Действие реагентов зависит не только от состава и свойств используемого раствора, но и от концентрации реагента в растворе. Один и тот же реагент при разных концентрациях может быть, например, как пептизатором, так и коагулятором.

Современные химические реагенты для обработки буровых растворов подразделяют на три основные группы: а) реагенты-электролиты, б) реагенты - защитные коллоиды, в) поверхностно-акивные вещества (ПАВ).

Электролиты - неорганические химические низко- и высокомо­лекулярные соединения, которые при растворении в воде распадаются на положительно и отрицательно заряженные ионы - катионы и анионы. Поскольку свойства бурового раствора как коллоидной системы определяются наличием гидратной оболочки вокруг частиц твердой фазы, а мощность и заряд последней зависят от развития ионного облака, концентрации ионов в растворе имеет решающее значение. В качестве реагентов-электролитов используются каустическая NaOH и кальцинированная сода Na ₂ C 0₃, хлористые натрий и кальций - NaCI , C иС1₂, негашеная СаО и гашеная известь Са(ОН)₂, жидкое стекло Na 2 O - nSiO 2, соляная кислота HCI, хромпик Na₂Cr₂O7, конденсирова­ние полифосфаты и др. В последнее время электролиты чаще используются как вспомогательное средство обработки растворов более сложными реагентами второй и третьей групп для регулирования их растворимости, ионного состава среды и пр.

Защитные колоды представляют собой высокомолекулярные ор­ганические соединения. Их водные коллоидные растворы содержат окруженные гидрагными оболочками и ионными облаками мельчай­шие частицы и макромолекулы линейной или глобулярной структуры, способны пептизировать комочки глины до первичных кристаллов,

 

осаждаться на поверхности частиц твердой фазы в растворе, создавай защитную оболочку, препятствующую слипанию последних. К этой группе относятся реагенты на основе гуминовых кислот: угле- и тор фощелочные (УЩР, ТЩР), сульфированные нитрогуманитныИ (СНГР); продукты переработки материалов растительного происхож дения: карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), сульфированная целлюлош (СЦ), сульфитспиртовая барда (ССБ), в частности конденсированная (КССБ) и хлорированная (ХССБ), феррохромлигносульфонат (ФХЛС. хлорлигнин, нитролигнин, сунил, полифенол лесохимический (ПФЛХ), крахмал и продукт его гидролиза - декстрин, хвойный, водо рослевый реагенты, квебрахо; водорастворимые полимеры: полиакри ламид (ПАА), PC - 1, PC - 4, гипан, К - 4, К - 9, метас и многие дру гие, а также их разнообразные комбинации. В последние годы развп ваются разработки и применение реагентов на основе биополимеров.

ПАВ - относительно низкомолекулярные органические соедини ния с гидрофильной и органофильной частями молекул, которые при растворении в воде концентрируются на границах раздела фаз: жид кой, твердой и газообразной, резко снижая поверхностное натяжение и изменяя характер взаимодействия между фазами. ПАВ делят на неио- ногенные и ионогенные, а те, в свою очередь, на анион- и катионак- тивные. Одни из ПАВ при растворении создают структурированные слои и применяются в качестве пенообразователей и стабилизатором эмульсий, другие при растворении до молекулярного и ионного со­стояния адсорбируются без образования структуры и поэтому исполь­зуются в качестве пеногасителей и диспергаторов, в частности понизи­телей твердости горных пород.

К неионогенным ПАВ относятся продукты оксиэтилирования жирных кислот, спиртов, фенолов и др.: ОП - 4, ОП - 7, ОП - 10, УФЭ₈ и пр., к анионактивным - мыла, сульфаты спиртов, эфиры сер­ной кислоты, их соли и др.: сульфонат, сульфонол, НП - 1, азолят А, азолят Б, "Прогресс", "Новость", НЧК, ДС, ДС-РАС и пр.

Помимо рассмотренных групп реагентов, для первичной и после­дующих обработок буровых растворов применяют также другие мно­гочисленные химические вещества, порошки-утяжелители, смазочные добавки, инертные наполнители и пр. Количество и разнообразие ис­пользуемых материалов непрерывно возрастают, а способы обработки усложняются, но этот процесс в последнее время начинает ограничи­ваться возрастающими требованиями экологической безопасности бу­ровых работ.

Смазочные добавки к раствору применяют в целях повышения работоспособности долот и бурильной колонны, увеличения рейсовой проходки, механической и коммерческой скоростей бурения, сниже­ния энергетических расходов на буровой процесс. Наиболее эффек­тивна из них СМАД - 1 (смесь окисленного петролатума и дизельного

 

 

топливa в пропорции 1:1; 2:3), минеральные масла, дизельное топливо и смеси с графитом, сырая нефть в сочетании с обработкой ПАВ- стабилизаторами.

Утяжеление буровых растворов производится в целях предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений, а также повышения устойчивости слабосвязных пород. За основу обычно берется высококачественный глинистый раствор. В качестве утяжелителей используют изношенные минералы и руды (барит, галенит, гематит, магнетит), от­опи производства (колошниковая пыль и др.) высокой плотности (до I.H г/см³), а при их отсутствии применяют доломит, известняк, другие породы.

Требующееся количество утяжелителя для достижения заданной плотности раствора можно определить по приближенной формуле

 

где Р_у - потребная масса сухого утяжелителя на 1 м утяжеленного раствора, кг; р_у - плотность сухого утяжелителя, кг/м³; р_ур - заданная плотность утяжеленного раствора, кг/м³; р - плотность исходного раствора, кг/м³.

В современной технологии глубокого бурения используются ста­бильные утяжеленные растворы плотностью до 2500 кг/м³. Более вы­сокая плотность не требуется, поскольку это вело бы к опасности гид­роразрыва пласта.

6.6. Приготовление, очистка и дегазация буровых растворов

Современная буровая установка для проходки глубоких скважин на нефть и газ оснащается комплексом оборудования, механизмов и устройств заводского изготовления, предназначенных для приготовле­ния, химической обработки, хранения, подачи, очистки и дегазации Дуровых растворов. Этот комплекс объединяется понятием "циркуля­ционная система" (ЦС) и монтируется на заранее выровненной и под­готовленной (например, целиком покрытой толстой полиэтиленовой пленкой) площадке дневной поверхности. При этом стараются избе­гать широко применявшихся ранее земляных работ по устройству от­стойников, амбаров, желобных систем и пр.

Упрощенная схема циркуляционной системы представлены на рис. 6.15. Комплекс оборудования для оснащения циркуляционной системы, например, буровой установки БУ-2500 условно обозначается шифром ЦС2500ЭУ.00.00.000РЭ [2].

 

 

 

Перечень оборудования и краткая характеристика комплекса ЦС2500ЭУ:

Число резервуаров для хранения бурового раствора                3 Объем, м³:

общий полезный резервуаров для раствора                      90

резервуаров для хранения жидких реагентов                 12

бункеров блока БПР-40 для глинопорошка до                            50

Поверхность площадки для порошкообразных материалов, м²   6 Количество:

вибрационных сил ВС-1                                                             1 -2

гидроциклонных пескоотделителей ПГ-50                                 2

гидроциклонных илоотделителей ИГ-45                                 1

вакуумных дегазаторов ДВС                                                   1

механических перемешивателей ПМ                                        4

гидравлических перемешивателей ПГ                                     6

гидравлических диспергаторов ДГ-1                                       1

насосов для долива скважин П63/22,5                                     1

насосов химических Х8/18-Д                                                           1 Пропускная способность, л/с:

диспергатора(средняя)                                                            15

сетки вибросит с ячейками 0,16x0,16 мм                               76

сетки вибросит с ячейками 1,2х 1,2 мм                                 140

 

пескоотделителей (суммарная)                                               90

илоотделителя                                                                         45

дегазатора                                                                            45  

Рабочее давление во вспомогательном трубопроводе, МПа  4

Условный проход растворопровода от устья до вибросит, мм 300

Мощность электрооборудования, кВт                                 404

Масса                                                                               56,6

Расход глины для приготовления раствора заданной вязкости ре­комендуется поставщиком глинопорошка и определяется количеством урометров раствора, получаемого из 1 т глины (для бентонитовых глинопорошков 16-18 м³). При использовании низкосортной комовой глины, как и при колонковом бурении, организуют приготовление рас- твopa с применением глинорезок, фрезерно-струйных мельниц, гори- зонтальных и вертикальных глиномешалок и пр. В этом случае потребное количество глины на 1 м³ раствора приближенно определяют но формуле

 

где Рг - масса глины, кг: р_г = 2300-2600 кг/м³ - плотность глины; рср- заданная плотность раствора, кг/м³; р - плотность воды, кг/м³  (морской — 1030 кг/м³).

Соответствующий объем воды в кубических метрах определяется мо формуле

 

На современной буровой используется блок приготовления рас­твора (БПР-40, БПР-70), имеющий два бункера для глинопорошка и оснащенный пневматической системой его загрузки и выпуска и гид- роэжекторным смесителем (см. рис. 6.15), воронка которого 19 служит для загрузки глинопорошка или утяжелителя вручную и снабжена за­мирающим клапаном. Другая схема приготовления и очистки бурового раствора приведена на рис. 6.16.

Для снижения расхода глины и повышения качества раствора в дополнение к гидросмесителю используется гидравлический дисперга- тор ДГ-1 со съемными насадками (рис. 6.17), создающий встречное движение струй с перепадом давления 12-15 МПа. Его производи­тельность по готовому раствору 15 - 20 м³/ч.

 

 

Рис. 6.16. Блок приготовления и обработки бурового раствора: 1 - крыша; 2 - кран-балка; 3 - консольно-поворотная балка; 4 - таль ручная; 5 - диспергатор; 6,13 - лопастный перемешиватель; 7- клапан сливной; 8 - пере­мешиватель гидравлический; 9 - желоб; 10 - лестница с площадкой; 11 - агрегат отопительный; 12 - затвор; 14 - агрегат электронасосный; 15 - узел приготовления

химреагентов; 16 - резервуар химреагентов; 17 - воронка гидросмесителя; 18 - укрытие с рамой; 19 - коллектор; 20 - деаэратор; 21 - смеситель гидравличе­ский; 22 - рукав соединительный; 23, 25 - затвор поворотный дисковый; 24 - агре­гат электронасосный; 26 - манометр с разделителем; 27 - муфта соединительная; 28 - воронка гидросмесителя

 

 

Для устранения расслаивания раствора и равномерного распреде­ления его составных компонентов по циркуляционной системе приме­няются механические и гидравли­ческие перемешиватели. Первые из них (марок ПМ, ПЛ) устанавлива­ются стационарно по два на каждый отдельный резервуар или его отсек с таким расчетом, чтобы зазор меж­ду перемешивающими лопастями и дном емкости был не менее 90 мм. Более эффективны гидравлические перемешиватели (4УПГ, ПГ, ПГС), позволяющие вручную направлять высокодинамичную струю раствора в застойные зоны и за счет вовлечения его объема в циркуляцию обеспечивать тщательное перемеши- ипние и дополнительное диспергирование твердой фазы и эмульги­рующих присадок.

Очистка бурового раствора от шлама производится в настоящее иремя, как правило, с применением активных механических средств шамен желобов и отстойников (амбаров). Используется обычно трех- г I упенчатая система очистки.

 

На первой ступени применяют обычно два параллельно установ- иенных вибросита ВС-1 или ВС-2 (двухъярусное) со сменными сетка­ми, обеспечивающие устранение до 90% шлама крупностью более 160 мкм. Устройство и принцип действия вибросит показаны на рис. 6.18. Существуют также вращающееся сито, сито-конвейер, при- нодимее в движение потоком раствора из устья скважины.

В качестве второй ступени очистки раствора из отечественной практике используется гидроциклон­ная установка - пескоотделитель ПГ-50 с четырьмя гидроциклонами (рис. 6.19) и в качестве третьей - ило- отделитель ИГ-45, имею­щий 16 циклонов малого диаметра (рис. 6.20). Прин­цип действия этих устано­вок аналогичен применяе­мым при колонковом буре­нии. Пескоотделитель (вто­рая ступень) пропускной способностью до 50 л/с уст­раняет 90 % твердых частиц крупностью не менее 80 мкм, - илоотделитель (третья ступень) при производительности 45 л/с - частиц крупностью до 50 мкм включительно. В обоих случаях для подачи раствора на очистку используется центробежный насос, развивающий давление до 0,3 МПа.

 

Находят также применение комбинированные установки, в част­ности для очистки утяжеленных растворов от песка и излишней глины.

Диагазация буровых растворов осуществляется механическим и вакуумным способом. В первом случае для разделения газа и жидкости используют разбрызгиватели, гидроциклоны, роторные устройства. Во втором случае газ отделяется вакуум-насосом с помощью пе­риодически или непрерывно действующих вакуумных камер.

В отечественной практике используются двухкамерные вакуумные дегазаторы и и норы для порционной обработки раствора (ДВС-П, ДВС-2К, ДВМ-2). Прин­цип действия двухкамерного дегазатора показан на рис. 6.21.

 

Техническая характеристика дегазатора ДВС-П:

Пропускная способность, л/с                                         40-60

Остаточное содержание газа, %                                    <2

Мощность привода, кВт                                                             18

Габариты, м                                                          2,8x2,2x2,1

Масса, т                                                                          2,2

 

Пропускная способность каждого из устройств для очистки рас твора от шлама и его дегазации должна в обязательном порядке прс вышать максимальную суммарную производительность буровых насо сов в процессе бурения.