Сравнительный анализ средств очистки бурового раствора зарубежного и отечественного производства

Введение

Нефтяная и газовая промышленность России является основой ее экономики и обеспечивает большую часть валютных поступлений в страну. Естественно, что данному сектору экономики уделяется самое пристальное внимание на всех уровнях исполнительной и законодательной власти. В то же время, предприятия топливно-энергетического комплекса сильно зависят от конъюнктуры мирового нефтяного рынка. В недавние времена кризиса рынка нефти произошло катастрофическое падение капитальных вложений в отрасль, прежде всего отразившееся на буровых предприятиях. Многие нефтяные компании вывели из своего состава буровые предприятия, как требующие больших капиталовложений. В этой связи необходимо совершенствовать и разрабатывать новые технологические процессы бурения и заканчивания скважин, тем более, что новые месторождения часто приурочены к сложно построенным залежам с трудно извлекаемыми запасами, которые без применения новейших методов и технологий просто не дадут результата.

В ближайшие годы в области строительства скважин наиболее перспективными направлениями будут новые технологии вскрытия продуктивных горизонтов, расширение применения электробуров и винтовых забойных двигателей, возрастет объем бурения скважин с горизонтальным и многозабойным окончанием и др.

Республика Татарстан остается одним из ведущих нефтяных регионов Российской Федерации, где добывается около 6% от общего объема добычи по России. Разведка и добыча нефти в республике имеют многолетнюю историю, начало которой положило открытие в 1943 году Ромашкинского, в 1944 году Бавлинского месторождений. В недрах Татарстана сосредоточены самые большие начальные ресурсы углеводородного сырья на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, которые составляют более 4

млрд. тонн. Мощная сырьевая база позволила обеспечить высокие темпы развития нефтедобычи в республике. За прошедший период из недр республики извлечено более 3 млрд. тонн нефти.

Нефтяная промышленность Татарстана за немногим более 60 лет после открытия первого промышленного месторождения нефти пережила рост, стабилизацию и последующее падение добычи нефти. С 1950 по 1957 гг. добыча нефти увеличилась в 27 раз - с 867 тыс. т. до 23,3 млн. тонн. В результате, нефтедобывающая промышленность республики вышла на первое место в стране по уровню добычи нефти и удерживала это место в течение 17 лет (1957-1973 гг.). В 1971 году впервые в истории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции был извлечен первый миллиард тонн нефти с начала разработки нефтяных месторождений Татарстана. Если на это потребовалось около 30 лет, то на добычу второго миллиарда ушло всего 10 лет. С 1995 г., после 19 лет непрерывного падения добычи, вновь наступил период ее стабилизации на уровне около 25 млн. т/год. Таким образом, нефтяная промышленность Татарстана за время своего развития прошла три стадии освоения ресурсов: первая - стадия ввода в разработку и роста добычи (1943-1969 гг.); вторая - стадия стабильной добычи нефти (1970-1976 гг.); третья - стадия падающей добычи нефти (1977-1995 гг.); и вступила с 1995 года в четвертую стадию стабилизации добычи на оптимальном уровне (поздняя стадия, период после отбора примерно 80% извлекаемых запасов).

На сегодняшний день крупнейший недропользователь Республики Татарстан - ОАО «Татнефть», более 65% всей своей добычи получает на «старых» месторождениях, степень выработанное™ которых перевалила за 80%. К настоящему времени на уникальном Ромашкинском месторождении уже добыто 85% от начальных извлекаемых запасов. Среднесуточный дебит снизился более чем в 11 раз, а обводненность увеличилась с 27 до 86%. Со времени, когда степень выработанности Ромашкинского месторождения составляла 30%, эксплуатационные затраты на тонну добычи выросли в 9,6 раза.

Масштабное и системное применение новых технологий и техники бурения, вскрытия пластов, внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов, детализации геологического изучения разреза и территорий пока позволяют ОАО «Татнефть» за последние пять лет обеспечить прирост запасов нефти в объеме, превышающем среднегодовую добычу нефти в 1,5 раза, в т. ч. за 2003 год в 1,2 раза, что подтверждено данными аудита Миллер Энд Лентц.

Прирост запасов возможен только при увеличении поисково-разведочного бурения.

1. Исходные данные для проектирования

Таблица 1.1 - Исходные данные для проектирования

№№ пп	Наименование	Звание
1	Номер скважины, строящейся по проекту	32426
2	Месторождение	Ромашкинское
3	Цель бурения и назначение скважины	эксплуатация
4	Проектный горизонт	Пашийский
5	Проектная глубина, м основной ствол: - по вертикали - по стволу	1616 1637
6	Вид скважины	Наклонно-направленная
7	Тип профиля	Наклонно-направленный
8	Альтитуда ротора, м.	111
9	Максимальный зенитный угол, град.	16,4
10	Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м.	1526
11	Способ бурения	Ротор, ГЗД
12	Вид привода	электрический
13	Тип буровой установки	БУ-2500
14	Конструкция скважины - направление - кондуктор - эксплуатационная	диаметр, мм глубина, м 324 40 245 350 146 1637

2. Общие сведения о районе буровых работ

Район Ромашкинского месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же могут осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями гг. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами.

Буровые работы будут производиться силами филиала ОАО «Татнефть-Бурение» Альметьевским УБР, база которого расположена в городе Альметьевск. Транспортировка грузов и персонала бригад будет осуществляться вахтовым транспортом. Рабочие вышкомонтажной и буровой бригад работают по графику смены вахт через 15 дней при 12 часовом рабочем дне. Для проживания на буровой будут установлены жилые вагончики из расчета нахождения на буровой одновременно двух вахт. Снабжение проектируемой скважины технической водой будет производиться через водопровод длинной 300 м. энергоснабжение проектируемой скважины будет осуществляться от ЛЭП 3-х проводной.

Для района характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими долинами. Климат района резко континентальный: холодная зима сильными ветрами, с промерзанием почвы до 1,5 м и теплое лето. Средняя температура зимних месяцев -10,7⁰ч-14,5⁰ С, летних +18,5⁰ч+19,5⁰ С. Среднее атмосферное давление 730-735 мм. рт. ст.

Нефтяная и газовая промышленность Республики Татарстан является основой ее экономики и обеспечивает большую часть валютных поступлений в республику. Естественно, что данному сектору экономики уделяется самое пристальное внимание на всех уровнях исполнительной и законодательной власти.

В то же время, предприятия топливно-энергетического комплекса сильно зависят от конъюнктуры мирового нефтяного рынка. В настоящее время во время кризиса рынка нефти произошло падение капитальных вложений в отрасль, прежде всего отразившееся на буровых предприятиях. Многие нефтяные компании вывели из своего состава буровые предприятия, как требующие больших капиталовложений. В этой связи необходимо совершенствовать и разрабатывать новые технологические процессы бурения и заканчивания скважин, тем более что новые месторождения часто приурочены к сложно построенным залежам с трудно извлекаемыми запасами, которые без применения новейших методов и технологий просто не дадут результата.

3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие

В ОАО «Татнефть» осуществляется непрерывное совершенствование организации буровых работ. И с 1 сентября 2000 года здесь действует новая вертикальная структура управления бизнесом буровых работ. Во главе ее стоит Управляющая компания ООО «Татнефть - Бурение». В состав компании ныне входят Азнакаевское, Елабужское, Нурлатское и Альметьевское управления буровых работ, ООО Лениногорское управление тампонажных работ, ООО «Татбурсервис», ООО «Татбурмонтаж» и Управление технологического сопровождения бурения горизонтальных скважин НПО ООО «Горизонт».

Целью создания новой компании стала реализация в кратчайшие сроки перспективных планов ведения буровых работ на принципиально новом уровне. Под этим понимается, в частности, переход на мобильные установки, безамбарный метод бурения, применение новейших систем очистки, решение экологических проблем, бурение скважин на депрессии и равновесии. Главная задача при этом остается прежней - строительство нефтяных и газовых скважин. Но можно сказать, что в долгой истории бурового дела в Республике Татарстан наступил переломный момент: осуществлен переход от погони за высокими темпами к качеству строительства скважин.

Проблема в том, что месторождения находятся на поздней стадии разработки и требуют новых передовых подходов к качеству строительства скважин.

За годы существования в Татарстане буровой отрасли производства сдано в эксплуатацию более 45 тысяч скважин, пробурено более 70 млн м горных пород. И ныне ежегодно бурится 800 тыс. м горных пород и сдается в эксплуатацию более 530 скважин.

Для решения поставленных перед компанией задач она располагает всем необходимым оборудованием. Более 50 буровых бригад имеют в своем распоряжении 130 буровых установок грузоподъемностью от 50 до 175 т. Действуют два комплекса оборудования для реализации технологии бурения на депрессии. Используется упомянутая уже система трехступенчатой очистки для регенерации промывочной жидкости, где применяется оборудование отечественных и зарубежных фирм. Цементировочные агрегаты, смесительные машины, цементовозы, лаборатории качества цемента также имеются в необходимом количестве, и они очень важны для полноценного производства работ. При навигационном сопровождении горизонтальных скважин незаменимы телеметрические системы с гидравлическим каналом связи. Они позволяют оперативно управлять траекторией ствола скважины в процессе бурения. Имеется восемь комплексов таких телесистем. А само бурение скважин производится гидравлическими забойными двигателями. Сервисные организации позволяют содержать все имеющееся оборудование в исправном состоянии. Представляет особый интерес технико-технологическое новшество, успешно освоенное работниками УК ООО «Татнефть - Бурение» и не имеющее аналогов в мировой практике. Это само оборудование и технология локального крепления скважин, предназначенные для борьбы с зонами катастрофического поглощения жидкостей. Профильные перекрыватели из стальных обсадных труб изолируют зоны осложнения, и, таким образом, перекрытие осуществляется без цементирования, позволяя при этом сохранять исходный диаметр скважины. Особое значение в деятельности УК ООО «Татнефть - Бурение» приобретает повышение качества строительства скважин. При этом система контроля качества - это целый комплекс операций, позволяющий отслеживать характеристики качества на всех этапах выполнения контрактных обязательств.

Для обеспечения высокого качества строительства скважин первостепенное значение имеет применение новых технологий в бурении. Постоянное совершенствование технологических ноу-хау дает возможность не только повышать качество ведения буровых работ, но и обеспечивать эффективность вложения средств в бурение новых скважин. Компания осуществляет бурение различных типов нефтяных и газовых скважин любой сложности и глубиной до трех тысяч метров. В ее технологическом арсенале бурение наклонно направленных скважин, бурение скважин с горизонтальным участком ствола, бурение многозабойных горизонтальных скважин, бурение со вскрытием продуктивных пластов в условиях депрессии, бурение на битумные отложения.

К примеру, бурение наклонно направленных скважин доказывает свою целесообразность в густонаселенных районах, там, где имеются ограничения по использованию земельных участков. К тому же метод устраняет необходимость монтажа дополнительных буровых установок, что дает существенную экономию времени. Современные научные разработки, передовые оборудования и практика позволяют обеспечивать оптимальный профиль для каждой скважины. Почти все скважины бурятся наклонно направленными при кустовом бурении. Все это способствует безаварийной проводке и длительному сроку эксплуатации скважин.

Специалисты ООО УК «Татнефть - Бурение» были в числе первых среди тех, кто в нашей стране освоил методы бурения горизонтальных и многозабойных скважин. Первые семь горизонтальных скважин были пробурены в республике в 1976-1978 годах. Сегодня компания имеет все необходимое для бурения горизонтальных скважин - навигационные системы, забойные двигатели с изменяемой геометрией, различные типы компоновки низа буровой колонны. В этой сфере действует собственная сервисная компания - НПО ООО «Горизонт». Накопленный опыт позволяет сегодня успешно проводить стволы в пластах небольшой мощности, даже в коридоре плюс-минус один метр. Ныне осуществлен полный переход на двухэтапный цикл строительства горизонтальных скважин с предварительным спуском обсадной колонны под кровельную часть продуктивного пласта и последующим вскрытием коллекторов долотами малого диаметра с применением легких полимерных, полисахаридных или глинистых растворов.

Ежегодно увеличивается доля горизонтального бурения <#"648574.files/image001.gif">                                        (4.1)

и индекс давления поглощения:

                                          (4.2)

где,

Р_пл. - пластовое давление, Па;

Р_погл-давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;- глубина залегания кровли пласта с давлением Р_пл.;_погл -глубина залегания кровли поглощающегося пласта, м;_в - плотность пресной воды, кг/м³; p_в=1000 кг/м³;=9,81 м/с² - ускорение свободного падения.

Если неизвестны величины давления гидроразрыва пород для данной площади, то индекс давления гидроразрыва можно приближенно вычислить по формуле:

К_п = 0,83 + 0,66 к_а.                                                               (4.3)

Вычислим К_а и К_п для вышеперечисленных горизонтов, получим:

Ка=1,9*10⁶/(1000*9,81*193)=1

Кп=0,83+0,66*1=1,49

Р₀=1,1*1,0=1,1 г/м³

Дальнейшие расчеты приведем в виде таблицы:

Таблица 4.6 - Коэффициенты аномальности и индексы давлений поглощений

Стратиграфия	Рпл., МПа	Ка	ро	Кп
Верхний карбон	1,9	1	1,1	1,49
Мячковский горизонт	3,7	1	1,1	1,49
Подольский горизонт	5,3	1	1,1	1,49
Каширский горизонт	5,7	1	1,1	1,49
Верейский горизонт	6,0	1	1,1	1,49
Башкирский горизонт	6,6	1	1,1	1,49
Намюрский горизонт	7,3	1	1,1	1,49
Серпухово-окский горизонт	7,9	1	1,1	1,49
Тульский горизонт	8,9	1	1,1	1,49
угленосный горизонт	9,0	1	1,1	1,49
Турнейский горизонт	9,2	1	1,1	1,49
Верхне-Фаменский горизонт	9,5	1	1,1	1,49
Нижне-Фаменский горизонт	11,0	1	1,1	1,49
Аскынские слои	12,3	1	1,1	1,49
Мендымские слои	14,2	1	1,1	1,49
Доманиковые слои	14,3	1	1,1	1,49
Шугуровские слои	14,5	1,03	1,33	1,51
Кыновские слои	14,4	1,03	1,33	1,51
Пашийские слои	16,5	1,03	1,33	1,51

Рисунок 4.1 - График зависимости К_а, К_п, с₀ с глубиной

5. УНИРС

5.1 Очистка буровых растворов

Очистке буровых растворов уделяют особое внимание, так как поступающая в буровой раствор выбуренная порода оказывает вредное влияние на его основные технологические свойства, а, следовательно, и на технико-экономические показатели бурения скважин: на стоимость скважины через скорость проходки, гидравлику, объемы разбавления для поддержания плотности, коэффициент трения бурильного инструмента, дифференциальные прихваты, потерю циркуляции, сальники на КНБК, износ бурового оборудования и инструмента и т.д. Кроме того, при накоплении шлама в буровой промывочной жидкости существенно снижается ее глинизирующая способность, что приводит к образованию толстой рыхлой корки на стенках скважины в зонах фильтрации и создает опасность обвалов.

За счет повышения плотности промывочной жидкости значительно возрастает вероятность поглощения и гидроразрыва пластов. Частицы пород, обладающие коагулирующими свойствами, например ангидрит, могут вызвать необратимую коагуляцию промывочной жидкости. Даже в естественных промывочных жидкостях крупные частицы - нежелательный компонент. Затраты на очистку бурового раствора, а также решение проблем, связанных с повышенным содержанием твердой фазы, составляют значительную часть общих расходов на бурение скважин.

Методы очистки промывочной жидкости от шлама можно классифицировать следующим образом: естественные (желобная система и отстойники); принудительные - механические (сита); принудительные - гидравлические (центрифугирование в гидроциклонах и центрифугах); физико-химические, комбинированные.

Твердые частицы в буровой промывочной жидкости делятся на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и пески (более 80 мкм). Чем меньше размеры частиц, тем сложнее они выводятся из промывочной жидкости. Особую сложность представляет удаление излишней твердой фазы, представленной глинистыми разностями. Такие частицы в процессе бурения обычно быстро диспергируются до размеров исходной дисперсной фазы.

В настоящее время все большее применение находят вибросита и очистные системы импортного («Swaco») или отечественного производства («Нефтегезмаш-технологии»). Они отличаются высокими качеством изготовления и глубиной очистки.

За период 1990-2004 гг. произошло достаточно полное переоснащение циркуляционных систем новым современным оборудованием, обеспечивающим решение технологических и экологических проблем в области промывки скважин. Его качество и надежность растут, как итог укрепляется тенденция закупки буровыми компаниями более дешевых изделий отечественного производства. Кроме ценовых вопросов, для буровых компаний тем самым решается и проблема запасных частей, сервиса и квалификации обслуживающего персонала.

К сожалению, все современные разработки ранее и сейчас выполняются на инициативной основе и не финансируются ни бюджетом, ни нефтегазодобывающими предприятиями. Существующая тендерная система закупок зачастую производится при недостаточном участии технических специалистов, что приводит к приобретению более дешевого, но не всегда качественного оборудования. Вследствие этого научно-производственные компании, занимающиеся созданием новых изделий, ограничены в сбыте своей более современной продукции и в финансировании собственных научных разработок.

5.2 Очистка буровых растворов с помощью вибросит

Процесс разделения суспензий по фракционному составу путем просеивания через вибрирующие сетки применяется в различных отраслях промышленности. Очистка бурового раствора от шлама с помощью вибрационных сит является также механическим процессом, в котором происходит отделение частиц определенного размера с помощью просеивающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита это: основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, 3 - вибратор, 4 - сетка, 5 - вибрирующая сетка, 6 - амортизаторы (рисунок 1), Вибрирующие рамы располагаются в горизонтальной или наклонной плоскости.

Рисунок 5.1 - Схема вибросита

Работает вибросито следующим образом. Раствор от устья скважины самотеком поступает в распределитель 2 и далее на сетку 4. Распределитель 2 обеспечивает равномерное поступление раствора на виброраму по всей ширине. Частицы породы, размер которых больше размера ячеек сетки, перемещаются к краю виброрамы благодаря колебательному движению сетки, совершаемому вместе с виброрамой, и выбрасываются в амбар. Раствор проходит сквозь сетку и поступает на дальнейшую очистку.

Вибросита делятся по типу вибрации (траектории описываемой каждой точкой вибросита при движении) на:

- круговое, дизайн первых вибросит с минимальными развиваемыми гравитационными силами;

- эллиптическое, модификация первого типа, где центр вибрации поднят над рамой и противовесы на вибраторе используются для создания эллиптического движения, меняющегося по интенсивности и форме по длине вибрационной рамы;

- линейное, использующее два вибратора вращающихся в противоположном направлении, создающие силу, направленную вверх или вниз в момент, когда противовесы находятся в вертикальном положении, и в горизонтальном положении. Каждый из перечисленных типов имеет свои преимущества и недостатки.

Вибросита с круговым движением развивают низкие гравитационные силы и обладают наибольшей транспортирующей способностью, что способствует лучшему удалению глинистых пород на верхних интервалах, уменьшая их воздействие на поверхность сетки, в то же время они обладают низкой осушающей способностью. Данный тип вибросит иногда используется для предварительной очистки раствора от крупных глинистых пород, но большее распространение для этой цели приобрели транспортеры с вращающейся крупноячеистой сеткой. Вибросита с эллиптическим движением развивают повышенные гравитационные силы по сравнению с 1 типом и обладают меньшей транспортирующей способностью по сравнению с 1 и 3 типами. Они нашли применение при работе с утяжеленными растворами и в качестве осушающих сит для пульпы из под гидроциклонов. Нужно заметить, что чем медленнее шлам удаляется с вибросита, тем интенсивнее происходит износ сеток. Вибросита с линейным движением наиболее универсальные, они демонстрируют повышенные гравитационные силы и относительно быструю транспортирующую способность, зависящую от угла наклона рамы и положения вибраторов.

Рекомендации по выбору размера сеток для вибросит включают следующие пункты:

1необходимо устанавливать сетки на одном вибросите одного размера, допускается ставить сетку крупнее на размер в конце вибросита (чтобы основная масса раствора проходила через более мелкие сетки) при условии, что конструкция предусматривает три и более сеток;

2сетки подбираются таким образом, чтобы раствор закрывал 2/4 -3/4 последней сетки вибросита;

3иногда частицы выбуренной породы имеют тот же размер, что и ячейки сеток, и закупоривают их, что приводит к уходу раствора через вибросита. В данном случае необходимо поставить сетки на размер меньше, чтобы предотвратить закупоривание.

Твердая фаза в буровых растворах может быть разделена на 2 категории по плотности: с плотностью от 2300 до 2800 кг/м³ и плотностью выше 4200 кг/м. Выбуренная порода, бентонит, карбонат кальция, попадают в первую категорию. Утяжелители, такие как барит, гематит, относятся ко второй категории и используются в основном для достижения плотностей растворов более 1200 кг/м. Размеры выбуренной породы варьируются в огромных пределах от 1 мкм до нескольких сантиметров.

Длительный производственный опыт показал, что 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 производительность вибросита и том случае, когда шлам состоит из песка, наименьшая - когда шлам представлен вязкими глинами. В зависимости от типа и дисперсного состава шлама производительность вибросита может существенно изменяться.

Опыт применения вибросит для очистки бурового раствора показал, что 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 0.7 «2.3; 1x2.3; 1x5; 0.16x0.16; 0.2x0,2; 0.25x0,25; 0.4x0,4; 0.9x0,9; 1.6x1,6; 2x2 и 4x4 мм. В распоряжении буровиков США и Канады имеется более 30 типоразмеров сеток для вибросит: от 12 до 80 отверстий на 1 см, причем величина открытой поверхности (в%) у разных сеток отличается незначительно.

Для очистки бурового раствора используют сетки с переплетениями проволок четырех типов: квадратным, прямоугольным, диагональным и двойным голландским. Наиболее часто используется квадратное переплетение, затем - прямоугольное, реже - диагональное н очень редко - голландское. При прочих равных условиях с помощью сеток с квадратным переплетением удаляют больше шлама, чем сетками с прямоугольным переплетением. Но при прямоугольном переплетении появляется возможность плести сетку из более толстой проволоки, поэтому такие сетки более долговечны.

Основные размеры зарубежных сеток с квадратным переплетением 12x12, 20x20. 24x24. 32x32. 48x48 и 80x80 отверстий на 1 см. основные размеры сеток с прямоугольными пере плетениями 24x16 и 28x12 отверстий на 1 см. Сетки диагонального переплетения применяют только размером 32 х 16 отверстий на 1 см. Выполнены они из проволоки диаметром 0.18 мм и имеют сторону ячейки размером 140 мкм.

Все сетки для очистки бурового раствора в настоящее время 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. Поэтому натяжению сетки необходимо уделять большое внимание. Обычно поперечное натяжение каждой сетки на вибросите осуществляется шестью болтами. Развиваемое при этом суммарное натяжение достигает 50 кН на каждую сетку.

Вибросито хорошо на столько, на сколько качественные сетки установлены на нем. На сегодняшний день на рынке предлагаются сетки от различных производителей, с различными характеристиками. Для примера, сетка 100 меш с «квадратной» ячейкой отделяет 100% частиц крупнее, чем 140 мкм, в то время как многослойная сетка 100 мкм с повышенной пропускной способностью отделяет 95% частиц крупнее, чем 208 мкм. Эффективность такой сетки приблизительно равна сетке с квадратными ячейками размером 70 мкм. В зависимости от производителя, диаметра проволоки и метода плетения одинаковым сеткам могут присваиваться различные размеры. Поэтому нельзя пользоваться только этим параметром для сравнения сеток.

Считают, что только правильно установленная и нормально эксплуатируемая вибрирующая сетка позволяет использовать все технологические возможности вибросита. Плохо натянутые сетки в несколько раз менее долговечны. Сухие сетки изнашиваются быстрее влажных. Ускоряют износ сеток слишком жесткие опоры. Большое внимание уделяется даже схеме натяжения сетки. Вначале рекомендуется натягивать среднюю часть сетки с помощью центральных болтов, приложив к головке болта крутящий момент 34,5 Нм. Затем коло затянуть крайние болты с таким же усилием и лишь после этого постепенно увеличить крутящий момент при затягивании болтов до 48 Нм, начиная натяжение опять же от центра сетки.

Важную роль играет чистота сеток. Когда сетка забивается шламом, ее очищают струей воздуха. Если такая очистка неэффективна, то сетку снимают и чистят проволочной щеткой с обратной стороны. Во время перерывов между циркуляциями сетку промывают и закрывают предохранительной крышкой, чтобы исключить ее случайное механическое повреждение.

Засорить сетку могут соль, ангидрид, гипс, смазки, нефтепродукты. В таких случаях для промывания применяют пресную воду, 10%-ный раствор уксусной или соляной кислоты. Налипшие продукты нефти удаляют керосином или дизельным топливом. Такой тщательный выбор типоразмера сетки и поддержание ее в рабочем состоянии объясняется тем, что именно эта факторы определяют в первую очередь эффективность очистки бурового раствора от шлама на вибрационных ситах.

Механический метод очистки бурового раствора с помощью вибросита отечественного производства марки ЛВС-1М

На средства грубой очистки, т.е. вибросита, приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять наибольшее внимание. Для утяжеленных буровых растворов это, в сущности, единственный высокоэффективный аппарат. В практики отечественного бурения широко используются вибрационные сита марки ЛВС-1М, выпускаемое фирмой «Техномехсервис».

Предназначено для очистки бурового раствора от выбуренной породы при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок. В конструкции сита вибрационного в качестве вибропривода применен модернизированный виброузел.

Вибросито ЛВС-1М с линейными колебаниями используется для комплектации стационарных и эшелонных ЦС. Сито создано по аналогии с зарубежными образцами. Данное сито имеет увеличенную производительность, сброс более сухого шлама и лучшую степень очистки буровых растворов. Вибросито ЛВС-1М представляет собой устройство с двумя последовательно установленными ситовыми поверхностями. Угол наклона вибрирующей рамы регулируется от +3° до -5° с помощью регулировочных винтов. На виброузлах вибросита ЛВС-1М установлены 2 вибродвигателя производства итальянской компании ITALVIBRAS. Подключение вибраторов производят так, чтобы дебалансы вращались в противоположные стороны. После того как будут достигнуты номинальные частоты вращения валов вибраторов, происходит самосинхронизация вращения и дебалансы вращаются в противофазе. Синхронное вращение дебалансов приводит к возникновению линейных поступательных колебаний виброрамы. Виброрама, а вместе с ней и кассеты, находятся в вибрационном движении, жидкость интенсивно фильтруется сквозь сетку, а мехпримеси размером крупнее размеров ячеек сетки остаются на поверхности сетки и транспортируются под действием вибрации к нижней кассете. На нижней кассете происходит дополнительная осушка твёрдой фазы, и далее она в виде шлама сбрасывается в отвал. Вибросито ЛВС-1М имеет регулируемые угол наклона и амплитуду колебаний, что характерно для всех вибросит, выпускаемых компанией «Техномехсервис». Также существует комплектация виброрам натяжными болтами и гайками из нержавеющей стали, а также заделка электропроводки от вибраторов во взрывозащищенную клеммную коробку, установленную на вибросите. Потребителю только необходимо подвести силовой кабель от пускателей в клеммную коробку.

Вибрационное движение рамы решает четыре взаимосвязанные задачи: разрушение структуры раствора и, тем самым, улучшение условий для прохождения его через сетку; преодоление сил поверхностного натяжения раствора, препятствующих его быстрому протеканию через ситовое полотно, предотвращение закупоривания ячеек сетки частицами, размеры которых близки к размерам ячеек; обеспечивание быстрого транспортирования шлама на выброс.

Величина виброускорения в 50 м/с² при размахе колебаний 3… 4 мм обеспечивает как хорошее прохождение раствора через сетку, так и надежное транспортирование шлама. При снижении величины ускорения (например, при замене груза на меньший, или снижения частоты колебаний) наблюдается ухудшение, или даже полное прекращение транспорта шлама, снижение пропускной способности сита. Увеличение виброускорения выше 50 м/с² снижает долговечность как ситового полотна, так и всей виброрамы в целом.

Порядок пуска, остановки и обслуживание вибросит

·        Пуск - перед подачей раствора на сито смочить поверхность сетки водой. Включить двигатели. Подавать раствор на сито.

·        Остановка - после прекращения подачи раствора на сито, промыть поверхность сетки водой, отключить двигатели. Проверить целостность сетки. При порывах размером более 100 мм, допускающих проход шлама через сетки, заменить кассету.

·        Обслуживание - смазка подшипников - ежемесячно. Для смазки применять Литол-2. В зимнее время перед пуском после длительной остановки необходимо прогревать подшипниковый узел. Ежедневно проверять крепление двигателя к виброраме. При смене кассет натяжение производить, начиная со средних болтов. Следить за наличием резиновых подкладок на всех продольных и поперечных ребрах.

·    Контроль за работой вибросит осуществляется визуальный контроль за расположением границы раствора на ситовом полотне и транспортированием шлама. Иногда при поступлении на сито рыхлого глинистого шлама может нарушиться его транспортирование. В этом случае необходимо время от времени промывать шлам струёй воды, не останавливая вибросито. Так же поступают, если раствор периодически прорывается до конца нижней кассеты. Для обеспечения надежной работы двигателей вибросит, необходимо тщательно выполнять указания инструкции по эксплуатации по соединению кабеля с двигателем. Регулярно контролировать состояние кабеля, особенно на клеммах двигателя.

Рисунок 5.2 - Вибросито ЛВС-1М

Таблица 5.1 - Техническая характеристика вибросита ЛВС-1М

Параметры	ЛВС-1М
Максимальная пропускная способность на сетке с размерами ячеек 0,16x0,16 мм при бурении на воде	45 л/с
Ситовые кассеты, ширина	1140+/-З.3 мм
Ситовые кассеты, длина	1212+/-З. Змм
Рабочая поверхность не менее	2,6 м кв.
Частота вращения электродвигателя не более	1450+/-50 об/ мин
Мощность электродвигателя	1.5 кВт
Максимальная амплитуда колебаний вибрирующей рамы	2,0 мм
Вид колебаний	Линейные
Частота колебаний рамы	24.5+/-0.5 Гц
Угол наклона рамы	+5+/-6'… - 3+/-6' град.
Уровень звука на рабочем месте в установившемся режиме не более	80ДБА
Масса без запасных частей не более	1650 кг
Установленный ресурс до капитального ремонта не менее	10000 час.
Наработка на отказ вибратора не менее	4000 час.
Средний срок службы	10 лет
Длина, мм	3000
Ширина, мм	1750
Высота, мм	1360
Вынуждающая сила	50 КН

Механический метод очистки бурового раствора с помощью вибросита зарубежного производства марки ALS-II

В зарубежной практике механическим средствам грубой очистки уделяют большое внимание. Несколько фирм США выпускают вибросита самых разнообразных конструкций: одинарные, сдвоенные и строенные, одно-, двух- и трехъярусные комбинированные, двухступенчатые. Наиболее совершенными признаны вибросита фирм «Swaco», которые позволяют полностью удалять из раствора частицы шлама размером более 180 мкм.

ALS-II - регулируемое линейное вибросито

Регулируемое линейное вибросито представляет собой конструкцию открытого типа с одним уровнем и двумя рабочими сетками. Эффективное ускорение силы тяжести (G-фактор) устанавливается относительным перемещением противовесов вибраторов от 0 до 100%. Регулировка с помощью противовесов позволяет увеличивать амплитуду до 9,5 мм и ускорение силы тяжести до 6,25g.

Регулируемая каскадная система очистки буровых промывочных жидкостей обеспечивает эффективное удаление шлама за счет обеспечения возможности движения рабочего полотна вибросита по линейной и эллиптической траекториям. Конструкция системы компактна и в то же время позволяет максимально удалять мельчайшую твердую фазу, что делает ее особенно удобной для морского бурения. Конструкция вибросита включает в себя систему гидроциклонов и вибросито для удаления мелких частиц выбуренной породы из буровой промывочной жидкости, в том числе утяжеленной. Рабочие сетки имеют пластмассовый прослой, что обеспечивает более эффективное перемещение шлама и увеличение срока службы сетки.

Таблица 5.2 - Техническая характеристика вибросита ALS-II

Параметры	ALS-II
Производительность, л/с	56,7
Количество сеток/ ярусов	2/1
Площадь поверхности ситовых кассет, м2	2,97
Угол наклона виброрамы, град	+3 - 3
Характер движения	линейный
Амплитуда колебаний, мм	1-3
Частота колебаний, с-1	25
Мощность привода, кВт	2,46
Габариты, мм
Длина	3188
Ширина	1600
Высота	1549
Масса, кг	1587

 

Анализ вибросит ЛВС-1М и ALS-II

Рассмотрев основные характеристики вибросит отечественного производства ЛВС-1М и зарубежного ALS-II можно сделать вывод:

Вибросита зарубежного производства с технико-экономической и технико-технологической точки зрения выгодно отличаются от образцов отечественного производства.

Это подтверждается:

·        наиболее качественной очисткой бурового раствора за счет движения рабочего полотна вибросита по линейной и эллиптической траекториям,

·        пропускной способностью,

·        более широкой площадью рабочей поверхности,

·        частотой колебания,

·        более малым расходом электроэнергии, что позволяет значительно уменьшить расходы при строительстве скважин,

·        сухость шлама (увеличенное время транспортировки шлама),

·        оптимальный вынос мягкого и липкого шлама,

·        менее разрушительные силы налагаются на сетки, тем самым увеличенный срок их службы,

·        меньший износ самой виброрамы,

·        минимальное измельчение частиц шлама,

·        максимальная пропускная способность,

·        минимальные потери раствора,

·        возможность установки сеток с более мелкой ячейкой,

·        снижение износа оборудования системы очистки, установленного после вибросита (насосов, гидроциклонов, центрифуг).

С каждым годом появляются новые разработки в области механической очистки буровых растворов. Производятся новые более совершенные модификации вибросит, обеспечивающие более качественную очистку бурового раствора.

5.3 Очистка буровых растворов с помощью гидроциклонов

Песко- и илоотделитель состоит из гидроциклонов, размещенных на едином коллекторе, и насоса, подающего раствор из емкости ЦС в коллектор и затем в каждый гидроциклон. Количество гидроциклонов в установке - от 2 до 16.

Гидроциклон (рисунок 5.3) состоит из цилиндрического 1 и конического 2 корпусов, тангенциального патрубка 3, сливного патрубка 4. Нижняя часть конического корпуса 2 часто делается съемной и называется насадком 5.

Рисунок 5.3 - Гидроциклон

Упрощенная картина работы гидроциклона следующая. Подлежащий очистке раствор насосом из ЦС подается под давлением в общий коллектор гидроциклонов, откуда с большой скоростью (до 20 м/с) через патрубок 3 - в корпус 1 каждого гидроциклона. Так как патрубок 3 выполнен тангенциальным, то раствор в корпусах 1 и 2 приобретает вращательное движение и под действием центробежной силы занимает определенное положение. По оси гидроциклона образуется свободное пространство. Свободная поверхность раствора, вращающегося в неподвижном корпусе гидроциклона, имеет приблизительно цилиндрическую форму и ограничивает воздушный столб. Раствор сливается через патрубок 4 в коллектор и выбрасывается в ЦС. Поскольку раствор в гидроциклоне вращается, то на каждую частицу породы, находящуюся в нем, действует центробежная сила, которая заставляет частицы оседать на стенки корпусов 1 и 2. Под напором раствора, непрерывно поступающего в гидроциклон через патрубок 3, и под действием силы тяжести частицы движутся по стенкам не по окружности, а по спирали, постепенно опускаясь вниз к насадку 5, достигнув которого, они, сохраняя еще вращательное движение, вместе с небольшой частью раствора выбрасываются из насадка в пульпоприемник. Так как раствор все время уходит из гидроциклона через патрубок 4, то он уносит с собой и часть воздуха, поэтому воздух все время засасывается через насадок 5 внутрь гидроциклона.

Пескоотделитель отличается от илоотделителя тем, что имеет гидроциклоны большего диаметра (150-400). Линейная скорость раствора на входе в гидроциклоны песко- и илоотделителя примерно одинакова. При равной линейной скорости вращательного движения центробежная сила обратно пропорциональна радиусу вращения. Поэтому в гидроциклонах илоотделителя центробежная сила больше, чем в гидроциклонах пескоотделителя и илоотделитель может отделять более мелкие частицы и его очистная способность существенно выше. Хотя эффективность пескоотделителя ниже эффективности илоотделителя, он применяется для предотвращения перегрузки илоотделителя при больших скоростях бурения, когда в раствор поступает в единицы времени большое количество выбуренной породы.

Режим работы песко- и илоотделителя: давление на входе в пескоотделитель должно быть не менее 2,4 атм, а в илоотделитель - не менее 3 атм. При этом давлении обеспечивается необходимая пропускная способность гидроциклонов. При меньшем давлении резко падает очистная способность установок и возрастают потери раствора. Давление более 3,5 атм также недопустимо, так как при этом возрастает расход раствора через гидроциклоны, ухудшается очистка и увеличивается абразивный износ гидроциклонов.

Как следует из описания принципа действия гидроциклонов, наиболее характерными признаками нормальной работы гидроциклонов являются подсос воздуха через песковые насадки и выброс шлама из песковых насадков в радиальном направлении в виде «зонтика».

В постоянно очищаемом растворе содержится, как правило, весьма небольшое количество частиц, подлежащих отделению в гидроциклонах.

Порядок пуска, остановки и обслуживание песко- и илоотделителей:

·        Пуск и остановка - запустить насос. Проверить давление на нагнетательной линии. Остановка: выключить насос, промыть водой отвод пульпы. При длительной остановке насосов в зимнее время закрыть задвижку на всасывающей линии насоса и слить остатки раствора из насоса и трубопроводов.

·        Обслуживание - при значительной течи через сальник насоса подтянуть грундбуксу. При полной затяжке грундбуксы заменить сальниковую набивку.

·        Контроль за работой песко- и илоотделителей - контроль осуществляется как визуально, так и путем измерений. Для измерений необходимы манометр на входе в коллектор и ареометр.

Под песковыми насадками песко- и илоотделителей иногда устанавливают вибросита с мелкоячеистыми сетками. Опыт эксплуатации таких установок показывает их высокую эффективность.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью гидроциклона отечественного производства

Очистка промывочных жидкостей от выбуренных частиц горной породы (шлама) гидравлическим способом осуществляется в гидроциклонах и центрифугах. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачивании через него жидкости.

Гидорциклоны являются экономически эффективным средством борьбы с выбуренной породой, прошедшей через вибросита в неутяжеленных буровых растворах. Так как они не имеют движущихся частей, то они достаточно надежны при правильном использовании оборудованием. Гидроциклон - это общее название данного типа оборудования, по размеру отбираемой твердой фазы они делятся на пескоотделители, илоотделители и микроклоны.

Принцип работы гидроциклона: раствор попадает под давлением во входной патрубок по касательной к стенкам цилиндра, создавая, таким образом, спиральное движение жидкости. По мере продвижения раствора по спирали вниз по конической секции центробежные силы оттесняют твердую фазу к стенкам. По мере сужения конуса все большие слои жидкости вовлекаются в поток по направлению вверх из-за создающегося вакуума внутри гидроциклона по принципу Торнадо. Твердая фаза определенной массы, достигая низа конуса, не может подняться наверх из-за действующих на нее сил инерции и отделяется от основной массы раствора. Максимальный износ, как правило, образуется в нижней части конуса, где скорость частиц максимальна. «Сбалансированные» гидроциклоны имеют небольшой выброс раствора через нижнюю насадку, если частицы слишком малы, чтобы быть удалены из раствора, то и раствор не должен выходить из насадок, т.е. при работе на воде не должно быть утечек через насадки. «Не сбалансированные» гидроциклоны будут выбрасывать раствор без признаков присутствия твердой фазы в растворе.

Степень (глубина) очистки промывочной жидкости и производительность (пропускная способность) гидроциклона зависят от размеров устройства, угла конусности, диаметра входного патрубка и давления жидкости на входе в гидроциклон, площади полезного сечения выходного патрубка и размеров сменных насадок.

Илоотделитель гидроциклонный ИГ 45М предназначен для очистки неутяжелённого бурового раствора от частиц выбуренной породы при бурении нефтяных и газовых скважин.

Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов.

Таблица 5.3 - Технические характеристики илоотделителя ИГ45М

Пропускная способность, м3/с
Наименьший размер частиц плотностью 2,6x103 кг/м3, удаляемых на 95% и более при работе на буровом растворе плотностью 1,1x103-1,2x103 кг/м3, мм	0,05
Диапазон регулирования диаметра пескового отверстия, мм	20-12
Рабочее давление перед гидроциклонами, МПа	0,3±0,05
Количество гидроциклонов, шт.	6	1730x520x1200
Масса, кг, не более	203

Гидроциклон ГЦК-360 (пескоотделитель)

Гидроциклон ГЦК-360 предназначен для очистки бурового раствора от песковых фракций при бурении нефтяных и газовых скважин.

Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов. Гидроциклон поставляется в собранном виде с комплектом сменных песковых насадок.

Таблица 5.4 - Технические характеристики пескоотделителя ГЦК-360

Производительность, л/с	45
Наименьшая величина частиц, отделяемых на 50% от раствора, условной вязкостью 20 с, мм	0,05
Габаритные размеры, мм	1690x665x540
Масса, кг, не более	345

Диаметр конуса является основным фактором, определяющим пропускную способность гидроциклона. Более крупные гидроциклоны имеют большую пропускную способность и, как правило, меньшую эффективность отделения твердой фазы.

Для подачи раствора на гидроциклоны используются центробежные насосы, т.к. они обеспечивают постоянный напор при заданной подаче.

Чем меньше диаметр используемых насадок, тем меньшее количество твердых частиц достаточной массы будет отделено от раствора - отделяемая пульпа будет суше в ущерб эффективности работы. Форма пульпы дает хорошее представление об эффективности работы гидроциклона.

Выход пульпы зонтиком характерен для нормально работающего гидроциклона, при этом присутствует небольшой вакуумный эффект в центре насадки.

К преимуществам гидроциклонов относятся их простота и отсутствие подвижных частей. Недостатками являются узкий диапазон оптимальных режимов работы для каждого типоразмера гидроциклона и невозможность надежной сепарации частиц размером менее 40 мкм. Кроме того, при очистке высоковязких промывочных жидкостей нередко приходится разбавлять раствор водой или очищенным раствором перед вводом его в гидроциклон. Соотношение воды и раствора может доходить до 0,5:1. Степень очистки повышается, но в целом качество раствора ухудшается и требуются дополнительные меры по его восстановлению.

В общем случае количество пескоотделителей и илоотделителей должно обеспечивать производительность в пределах 120-150% от производительности буровых насосов. Для более эффективной работы гидроциклонов, сброс очищенного раствора должен производиться в следующую емкость или хотя бы в другой конец емкости.

При сетках 200 меш, установленных на виброситах, необходимость использования пескоотделителя отпадает, если имеется возможность перетока в ёмкость илоотделителя. Чем меньше используются центробежные насосы, тем медленнее происходит диспергирование частиц.

В практике бурения скважин применяют одновременно по нескольку гидроциклонов, объединенных в батареи.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью гидроциклона зарубежного производства

Из конструкций зарубежного производства наибольшую известность приобрели гидроциклоны песко- и илоотделители фирмы «Swaco», изготавливающего и производящего сборку очистного оборудования.

Пескоотделители фирмы «Swaco» используются для удаления из буровых промывочных жидкостей песка и абразивных частиц выбуренной породы размером до 50 мкм. Пескоотделители выпускаются блоками из 1 сдвоенных 12-дюймовых циклонов. Производительность блока составляет 3185 дм³/мин. Сменные насадки различных диаметров позволяют варьировать степень (глубину) очистки в широком диапазоне. В конструкции пескоотделителя традиционно для фирмы «Swaco» используется угол конусности 20°, что позволяет значительно снизить потери промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой. Кроме спаренных фирмой, выпускаются блоки пескоотделителей, состоящие из одного и трех циклонов с диапазоном производительности от 1900 до 5700 дм³/мин. Наиболее эффективными признаны пескоотделители «Swaco» модели 212.

Илоотделители [PDF] фирмой «Swaco» поставляются смонтированными на раме в различном исполнении с производительностью по исходному продукту (буровой промывочной жидкости) от 140 до 340 м³/ч. Используются для удаления в основном частиц ила размером 20 мкм и более. Уникальная конструкция сдвоенного циклона илоотделителя «Swaco» состоит из двух 4-дюймовых (101,6 мм) полиуретановых циклонов, устанавливаемых как единый блок.

Конструкция полиуретановых циклонов илоотделителя имеет угол конусности 20° по сравнению с типичным углом 15° на большинстве аналогичных установок, что обеспечивает существенное снижение потерь буровой промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой. Компоновка илоотделителей осуществляется попарно - по два 4-дюймовых полиуретановых циклона на каждый выход. В результате этого производительность на 40-50% выше, а потери жидкости меньше, чем у других сопоставимых одиночных 4-дюймовых циклонов. Используется несколько модификаций илоотделителей, отличающихся количеством пар циклонов, что обусловливает различие их производительности (таблица 5.5).

Таблица 5.5 - Технические параметры различных модификаций илоотделителя «Swaco»

Модель	Количество циклонов	Размеры рамы илоотделителя, мм		Высота, м	Вес, кг	Мощность, м3/ч
4Т4	8	1320	760	1,42	308	140
6Е4	12	1680			314	210
8Т4	16	2030			387	270
10Т4	20	2400	810	1,53	521	340

Анализ гидроциклонов зарубежного и отечественного производства

Рассмотрев основные характеристики гидроциклонов отечественного и зарубежного производства можно сделать вывод:

Гидроциклоны зарубежного производства с технико-экономической и технико-технологической точки зрения выгодно отличаются от образцов отечественного производства.

§  наиболее качественной очисткой бурового раствора,

§  пропускной способностью,

§  более малым расходом электроэнергии,

§  снижение износа оборудования системы очистки,

§  Сменные насадки различных диаметров позволяют варьировать степень очистки в широком диапазоне.

 

.4 Очистка буровых растворов с помощью центрифуг

Система очистки буровых растворов на базе центрифуги предназначена для глубокой очистки утяжелённых и неутяжелённых растворов от выбуренной породы при бурении нефтяных, газовых и других скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок.

Эффективные системы очистки буровых растворов, включающие современные вибросита и центрифуги, за счет изменения режимов работы, позволяют поддерживать определенную глубину очистки бурового раствора и содержания общей, а также активной твердой фазы в нем, тем самым регулируют технологические свойства бурового раствора и оказывают первостепенное влияние на скорость бурения и экономические показатели бурения скважин.

Вместе с тем, потребительские свойства центрифуги также определяются такими понятиями как безотказность, износостойкость, простота в работе и обслуживании.

Центрифуга предназначена для очистки буровых растворов от выбуренной породы.

При поступлении бурового раствора в центрифугу под действием центробежных сил происходит разделение его на сгущенную твердую фазу (шлам) и очищенный раствор. Разделение бурового раствора в центрифуге происходит непрерывно, при этом очищенный раствор возвращается в циркуляционную систему, а шлам выводится в шламосборник.

Центрифуга включает в себя ротор 1 (рис. 5.3) цилиндроконической формы, расположенной горизонтально. Опорами ротора служат коренные подшипники 2, корпуса которых укреплены на станине 3. Вращение ротора осуществляется от электродвигателя посредством клиноременной передачи.

Внутри ротора соосно расположен шнек 4, предназначенный для транспортирования осадка твердой фазы к выгрузочным окнам ротора. Шнек вращается в ту же сторону, что и ротор, но с меньшей скоростью. Разность в скорости вращения необходима для принудительного перемещения осадка внутренней поверхности ротора. Вращение шнеку сообщается ротором через планетарный редуктор 5. Через полые цапфы ротора и шнека проходит питающая труба 6, по которой буровой раствор подводится во внутреннюю полость барабана шнека и далее через отверстия в обечайке шнека в ротор. Твердая фаза осаждается на стенке ротора и транспортируется к выгрузочным окнам, расположенным у меньшего диаметра ротора, а фугат движется к большому диаметру ротора и через сливные окна сбрасывается в приемный отсек кожуха центрифуги. Радиус слива регулируется поворотом кольца на цапфе ротора, частично закрывающим сливные отверстия. Для отключения электродвигателя при перегрузке редуктора в центрифуге предусмотрен механизм блокировки редуктора.

Рисунок 5.3 - центрифуга

Подготовка к работе

Перед пуском центрифуги необходимо:

·        - проверить наличие масла в редукторе центрифуги, отвернув пробку редуктора. Уровень масла должен быть на 20… 30 мм ниже внутренней поверхности заливного отверстия;

·        - проверить исправность механизма блокировки редуктора, для чего необходимо поворотом рычага редуктора опрокинуть рычаг механизма блокировки, при этом рычаг последнего должен повернуться на 90°, и нажать на ролик конечного выключателя до его срабатывания;

·        - убедиться в отсутствии осадка в роторе, для чего необходимо вручную провернуть ротор;

·        - убедиться, что 2 винта дренажных отверстий на большой цапфе ротора завинчены до упора.

Порядок работы

·        Произвести пуск электродвигателя привода центрифуги.

·        Подать воду в центрифугу. Через 5-10 мин. подачу воды прекратить, включить насос и подать раствор на разделение.

·        При остановке глиноотделителя прекращают подачу раствора и подают воду в ротор для промывки. После промывки ротора в течение 5-10 мин. отключают электродвигатель привода центрифуги.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью центрифуги отечественного производства марки ОГШ-50

Центрифуги появились в нефтяной промышленности в 50-х годах прошлого века и на сегодняшний день являются наиболее дорогим механическим устройством, позволяющим удалять твердую фазу почти коллоидного размера.

Центрифугальная установка типа ОГШ-50 предназначена для очистки от выбуренной породы буровых растворов и буровых сточных вод.

Рисунок 5.4 - центрифуга ОГШ-50

В состав центрифугальной установки входит осадительная горизонтальная центрифуга со шнековой выгрузкой обезвоженного осадка, шкаф силовой с сигнализацией, маслостанция, пост управления и ЗИП, расположенный во внутренних нишах установки.

Буровой раствор поступает через фильтр (7) по трубе питания (8) на разгонный конус шнека и через загрузочные окна (6) во внутреннюю полость вращающегося ротора (1). Под воздействием центробежной силы частицы твердой фазы осаждаются на внутренней поверхности ротора и удаляются шнеком (3) в шахту выгрузки осадка. Очищенный буровой раствор (буровая сточная вода) стекают через окна в стенке ротора в шахту фугата.

Цилиндроконический ротор выполнен из конструкционной легированной стали повышенной коррозионной стойкости, выгрузочные окна ротора (5) защищены керамикой. Высокий фактор разделения в сочетании с конструктивными особенностями ротора позволяет удалять частицы с граничным зерном разделения до 6 мкм. Транспортирование выделенной в роторе твердой фазы осуществляется шнеком, спираль которого, загрузочные окна и разгонный конус защищены от абразивного износа керамикой. Благодаря конструкции трубы питания и шнека буровой раствор может подаваться в разные точки по длине шнека, что позволяет изменять длину зоны осаждения частиц в роторе и, как следствие, регулировать глубину очистки бурового раствора, а также значительно увеличить пропускную способность центрифуги (до 50 м³/час по воде).

Привод ротора центрифуги осуществляется от асинхронного электродвигателя через клиноременную передачу. Изменение частоты вращения ротора осуществляется перестановкой двух ремней на многоступенчатых шкивах (4). Четыре скорости вращения ротора выбраны из опыта наиболее эффективного использования центрифуги при очистке бурового раствора. Одна из модификаций центрифугальной установки ОГШ-462Л оснащается шкафом управления с плавным частотным регулированием оборотов электродвигателя. Шкаф управления с плавным частотным регулированием оснащается автономной системой «климат-контроля» по температуре и влажности воздуха внутри шкафа, и при необходимости дополнительной системой стабилизации входного напряжения электросети в диапазоне от 320 до 450 В.

Привод шнека центрифуги осуществляется в режиме «номинальный» через двухступенчатый планетарный редуктор (2), встроенный в ротор между коренных опор, что существенно повышает безопасность эксплуатации центрифуги в целом. Привод шнека регулируется переключением дополнительного электродвигателя на режим «ускоренный» или «замедленный», что позволяет увеличить транспортную способность шнека при очистке бурового раствора с высоким содержанием твердой фазы (бурение меловых отложений, выделение барита и т.п.), либо наоборот увеличить качество очистки, медленно выгружая осадок (работа совместно с блоком химического усиления и др. режимы).

Ротор, шнек и другие вращающиеся элементы центрифуги динамически отбалансированы. Конструкция центрифуги позволяет, при необходимости, осуществлять динамическую балансировку узлов в условиях эксплуатации.

Техническое описание

При работе центрифугальной установки ОГШ-50 контролируется фактическая нагрузка электродвигателей приводов ротора и дополнительного привода шнека (в случае его использования), температура подшипников коренных опор. Предусмотрены автоматические защиты электродвигателей и редуктора от перегрузок.

Для улучшения условий монтажа и эксплуатации все центрифугальные установки оснащены:

·        амортизаторами с регулируемыми опорами, что позволяет оперативно выставить центрифугальную установку в горизонтальной плоскости при проведении монтажа, либо при просадке основания под центрифугой в весенне-осенний период эксплуатации;

·        сборником очищенного бурового раствора с выходами в трех направлениях в зависимости от монтажной схемы принятой у Заказчика;

·        двойным днищем нижнего кожуха, что позволяет осуществить дополнительный автономный подогрев паром центрифугальной установки при отрицательных температурах окружающего воздуха;

·        входным фильтром, установленным перед трубой питания и защищающим внутренние полости центрифуги от посторонних крупных предметов. Осмотр и очистка фильтра проходит без демонтажа входных трубопроводов.

Таблица 5.6 - Технические характеристики центрифуги ОГШ-50

Диаметр ротора внутренний, мм	460
Отношение длины ротора к внутреннему диаметру	2,51
Частота вращения ротора, макс., об/мин	2600
Индекс производительности, м2	1632
Эксплуатационный диапазон частоты вращения ротора, об/мин	1370…2400
Относительная частота вращения шнека, макс., об/мин	43
Номинальная мощность электродвигателя привода, кВт	30
Номинальная мощность электродвигателя дополнительного привода, кВт	7,5
Масса установки (без ЗИП), кг, не более	3200
Масса комплекта ЗИП (брутто), кг	250
Габаритные размеры установки, мм, не более
длина	2820
ширина	1900
высота	1100
Вертикальная динамическая нагрузка на строительные конструкции, Н, не более	130

Таблица 5.7 - Технологические характеристики центрифуги ОГШ-50

Производительность, м3/ч
при очистке бурового раствора (плотностью до 1,24 г./см3)	до 25
при выделении утяжелителя (барита) из бурового раствора плотностью до 2 г/см3	до 10
Пропускная способность при проверке на воде, м3/ч	до 50

Таблица 5.8 - Показатели надежности центрифуги ОГШ-50

Средняя наработка на отказ, ч, не менее	2500
Средний ресурс до капитального ремонта, ч, не менее	5000

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью центрифуги зарубежного производства марки SWACO - 518

Из зарубежных аналогов центробежного очистного оборудования в большинстве используются центрифуги различных модификаций фирмы «Swaco».

Центрифуга «Swaco» 518 отличается высокой точностью балансировки, что обеспечивает плавность работы в течение продолжительных периодов времени на частотах вращения от 1900 до 3250 об./мин и при центробежных нагрузках, достигающих 2100 g. Использование центрифуги в комбинации с другим оборудованием для очистки буровой промывочной жидкости позволяет в зависимости от технологических требований избирательно регулировать содержание частиц твердой фазы и максимально увеличить эффективность контроля ее содержания.

При заданных режимах работы - частоте вращения 1900 об./мин и производительности 946 л/мин - использование центрифуги «Swaco» 518 позволяет увеличивать выход твердых частиц из неутяжеленных буровых промывочных жидкостей с глубиной очистки до 6-9 мкм. Удаление болев мелких частиц размерами 2-3 мкм достигается настройкой центрифуги на режимы работы с частотой вращения 3250 об./мин и центробежной нагрузкой, достигающей 2100 g.

Центрифуга 518 является высокоскоростным и высокопроизводительным декантором. Устройство главного привода позволяет изменять частоту вращения ротора (1900, 2500, 3200 об./мин) с помощью ступенчатых шкивов. Задний привод I обеспечивает плавную

регулировку оборотов вращения шнека. Диапазон частот вращения валов главного и вспомогательного приводов контролируется двумя гидравлическими преобразователями крутящего момента, что позволяет производить запуск центрифуги без дополнительных перегрузок, а также плавную регулировку скорости вращения барабана и шнека. Технические параметры центрифуги приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9 - Производительность центрифуги 518

Режим работы	Частота вращения барабана, об/мин	Производительность, м3/ч
Высокоскоростной режим	3600	22,6
Средняя скорость	2500	36,0
Высокопроизводительный режим	1900	56,0

Рабочим органом декантирующей центрифуги «Swaco» (любой модификации) является высокоскоростная, точно сбалансированная, вращающаяся корзина из нержавеющей стали. Внутри корзины находится винтовой конвейер с переменным шагом, который через редуктор «Swaco» вращается в том же направлении, что и корзина, но с несколько меньшей частотой вращения.

Сравнение результатов испытаний в полевых условиях показывает, что центрифуга сокращает объем отбросов по сравнению с альтернативой разбавления / замещения на 30-60% в зависимости от плотности буровой промывочной жидкости. При обработке утяжеленных буровых растворов она сокращает объем отбросов на 45%.

Анализ центрифуг ОГШ-50 и SWACO-518

Рассмотрев основные характеристики центрифуг отечественного и зарубежного производства можно сделать вывод:

Центрифуги зарубежного производства с технико экономической и технико-технологической точки зрения выгодно отличаются от образцов отечественного производства.

§  высокой точностью балансировки, что обеспечивает плавность работы в течение продолжительных периодов времени на частотах вращения от 1900 до 3250 об./мин и при центробежных нагрузках, достигающих 2100 g.

§  пропускной способностью,

§  Степенью очистки,

§  запуск центрифуги без дополнительных перегрузок,

§  Сравнение результатов испытаний в полевых условиях показывает, что центрифуга сокращает объем отбросов по сравнению с альтернативой разбавления / замещения на 30-60% в зависимости от плотности буровой промывочной жидкости. При обработке утяжеленных буровых растворов она сокращает объем отбросов на 45%.

6. Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить естественную среду на дневной поверхности.

Профиль скважины выбирается исходя из конкретных геологических условий бурения. Проектируемый профиль скважины должен обеспечивать:

доведение скважины до проектной глубины без осложнения при соответствующем состоянии техники и технологии буровых работ;

качественное строительство скважины при минимальных затратах времени и средств;

достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном направлении при минимальном объеме работ с ориентируемыми отклоняющими КНБК;

минимальное количество изгибов ствола с радиусами искривления, не превышающими допустимые величины;

возможность свободного прохождения по стволу скважины различных КНБК и обсадных колонн в процессе эксплуатации и ремонта скважин;

возможность внесения необходимых изменений в профиль скважины в случае отклонения - от запланированной траектории и получения уточненных данных в процессе бурения;

создание благоприятных условий при эксплуатации скважин, то есть набор параметров кривизны нужно производить ниже глубины спуска насоса.

Наклонно-направленная скважина - скважина, для которой проектом предусмотрено отклонение в заданном интервале от вертикали, проходящей через её устье, а ствол проводится по заранее заданной кривой.

При проходке скважины в интервале 0-100 м возможны обвалы и поглощения. Начиная с глубины 100 м, залегают устойчивые породы. Конструкция скважины: направление 324Ч40, кондуктор 245Ч350, эксплуатационная колонна 146Ч1637 м.

1)      Так как углы падения пластов небольшие, проходку скважины ведут при помощи отклонителей, скважина предназначена для вскрытия одного продуктивного пласта, принимаем трехинтервальный профиль.

2)      Азимут второго и третьего участков ц=110. Смещение А=197 м.

)        Длину первого участка h₁=l₁=504 м, поскольку залегают устойчивые породы.

)        Длина проекции ствола скважины на вертикальную плоскость Н. Альтитуда устья h_a=111 м, кровля продуктивного пласта в точке его вскрытия h_k=1576 м. Толщина пласта h_п=61 м. Углубление ствола скважины ниже подошвы пласта h_y=4 м.

H= h_a+ h_k + h_п +h_y=111+1576+30,5+4=1752 м

Расчетная длина проекции второго и третьего участков до середины продуктивного пласта на вертикальную плоскость Н_и, необходима для определения максимального угла искривления.

Н_и =Н-h₁-h_п/2 - h_y=1752-504-30,5-4=1213,5 м

5)      Радиус второго участка R₁ определю исходя из интенсивности набора угла искривления. Для набора принимаю кривой переводник с углом изгиба г_и =2°, который обеспечивает интенсивность набора угла искривления на 10 м проходки Дб₁₀=1,6°.

Тогда R₁=573/ Дб₁₀=358 м, и с учетом увеличения на 10% R₁=394 м.

6)      Минимальный радиус второго участка R_min. Для бурения приняты: долото диаметром D_д=215,9 мм и турбобур d_т=164 мм, длина которого с долото l_т=9,2 м; масса 1 см q=1,81 кг. Прогиб компоновки будет равным:

где k=6 мм, минимальный зазор между корпусом турбобура и стенкой скважины;

f₁=7,5 мм, стрела прогиба турбобура.

Таким образом, значение R₁> R_min. Cследовательно, выбранная компоновка может быть принята для бурения второго участка ствола скважины.

7)      Расчет элементов профиля.

а) максимальный угол определяю по формуле:

б) горизонтальная проекция второго участка:

в) вертикальная проекция второго участка:

г) величина h₃ до проектной точки забоя:

h₃= H-h1-h2=1752-504-131,3=1116,7 м и до середины пласта h^’₃=Н_и-h₂=1213,5-131,5=1082,2 м.

д) горизонтальная проекция третьего участка:

е) длина второго участка:

ж) длина третьего участка:

з) расчетное смещение А_р=а₂+а₃=22,5+174,3=196,8 м.

и) проверка расчетов:

Величина ошибки меньше точности измерений инклинометром (Дб<0,015), следовательно расчет сделан верно.

Строим трехинтервальный профиль.

7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины

 

Интервал 0-40 м. Интервал представлен переслаиванием глин и песков, аргиллита. Интервал не содержит продуктивных пластов. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки. Она не должна разупрочнять глинистые породы. Нормальные пластовые давления позволяют применить промывочную жидкость малой плотности. Для бурения интервала 0-40 метров выбираем глинистый раствор.

Интервал 40-100 м. Интервал представлен переслаиванием глин и песков, К_а=1,00, К_п=1,49. Интервал не содержит продуктивных пластов. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки. Для бурения интервала 40-100 метров выбираем техническую воду.

Интервал 100-914 м. Интервал представлен известняками и доломитами. К_а=1 К_п=1,49 Требования к промывочной жидкости минимальные: обеспечивать высокие показатели работы долота. Таким образом для бурения интервала 100-914 метров также выбираем техническую воду.

Интервал 914-973 м. Интервал представлен известняками и доломитами. К_а=1, К_п=1,49. Требования к промывочной жидкости минимальные: обеспечивать высокие показатели работы долота. Таким образом для бурения интервала 914-973 метров также выбираем техническую воду.

Интервал 973-1536 м. Интервал представлен известняками и доломитами. К_а=1 К_п=1,49 Требования к промывочной жидкости минимальные: обеспечивать высокие показатели работы долота. Таким образом для бурения интервала 973-1536 метров также выбираем техническую воду.

Интервал 1536-1637 м. Продуктивный пласт. Глины и песчаники. Основное требование к промывочной жидкости не загрязнять продуктивный пласт и обеспечивать высокую продуктивность скважины. Для бурения данного интервала предусматриваем применение пресного полимерно-глинистого раствора из бентонитового глинопорошка марки ПББ.

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора:

1)      Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы.

2)      Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы.

)        Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем; способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы.

)        Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) поровых раствора, физические свойства и текстура.

)        Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты.

)        Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов.

)        Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот.

)        Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты.

)        Способ бурения.

)        Географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод.

)        Доступность месторасположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы.

)        Затраты на бурение интервала.

В зависимости от этого выбираем следующие факторы для выбора бурового раствора:

В состав бурового раствора, применяемого при бурении интервала 1536-1637 м. будут входить следующие компоненты:

1. В качестве дисперсной фазы используется вода;

2.      Кальцинированная сода (Na₂CO₃). Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Ca²⁺ и регулирование рН.

.        Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

.        Полиакриламид ПАА, добавляют в раствор в качестве стабилизатора.

Кальцинированная сода (Na₂CO₃) - белый, мелкокристаллический порошок плотностью 2500 кг/м³, доставляется на буровые в бумажных многослойных мешках массой до 50 кг. Кальцинированная сода (Na₂CO₃) плохо растворяется в холодной воде. С повышением температуры ее растворимость увеличивается. Этот реагент дает возможность получить пригодные для бурения промывочные жидкости из глин, которые без химической обработки не могут быть использованы. кальцинированная сода (Na₂CO₃) - одна из основных средств для смягчения жесткой воды.

Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) - растворяющиеся в воде волокнистое вещество желтоватого цвета - представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты. Плотность сухой КМЦ составляет 1700 кг/м³. В качестве реагента понизителя водоотдачи КМЦ весьма активна. В некоторых случаях она снижает и СНС. При введении КМЦ раствора не уменьшается; нередко при добавках КМЦ его вязкость даже возрастает. Применяется КМЦ при повышенной минерализации в тех случаях, когда УЩР уже не может стабилизировать буровые растворы. В зависимости от условий бурения для обработки буровых растворов используются различные марки КМЦ, отличающиеся друг от друга степенью полимеризации.

Гидролизованный полиакриламид (РС-2) получают при гидролизе полиакриламид (ПАА) со щелочью в присутствии триполифосфата. ПАА представляет собой раствор 8% - ной концентрации. Гидролиз полиакриламида можно производить на буровой - в глиномешалке. К 600г. ПАА добавляют 60 кг., щелочи, 60 кг. Триполифосфата натрия и доливают воду - до 4м^3..

Дисперсионной средой для буровых растворов на водной основе является вода - наиболее распространенное соединение, имеющее очень важное значение в разнообразных процессах живой и неживой природы и практической деятельности человека. Вода - очень реакционноспособное соединение вследствие наличия в ее молекуле двух неподдельных пар электронов. Она растворяет многие неорганические и органические вещества. Из неорганических соединений в воде растворимо большинство солей, кислот и оснований, их растворы являются электролитами. Газы, как правило, хорошо растворимы, если они вступают с водой в химическое взаимодействие (NH₃, С0₂, НС1, S0₂ и др.).

Из органических веществ в воде растворимы те, в молекулах которых имеются полярные группы. При растворении веществ вода присоединяется к молекуле вещества или к ионам - гидратация. Последняя может сопровождаться значительными тепловыми эффектами. Ионы гидратируются тем сильнее, чем больше их заряд и меньше радиус. При выделении веществ из раствора вода, связанная в гидратах, остается в их составе в качестве кристаллизационной. Природные воды характеризуются: 1) сухим остатком - условным показателем, определяющим содержание (в мг/л) растворенных и коллоидных примесей, остающихся при выпаривании воды; 2) наличием легко окисляющихся примесей в мг на 1 л О₂, израсходованного на окисление в стандартных условиях; различают перманганатную и бихроматную окисляемость; 3) общим содержанием - суммарной концентрацией - растворенных в воде минеральных солей; 4) жесткостью, выражаемой в моль/л; общая жесткость воды подразделяется на карбонатную и некарбонатную; карбонатная жесткость обусловливается присутствием в воде карбонатов и бикарбонатов Са2+ и Мд2+; некарбонатная - остальных солей этих катионов (хлоридов, сульфатов и др.).

 

 

8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот (и колонковых снарядов)

8.1 Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости х_п = 0,48 м/с.

С учетом этой скорости находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама:

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя скважины от шлама по формуле (11).

Q₂ = (0,35…. 0,5) р/4 · 0,2159² = 0,013…. 0,018 м³/с.

В скважине промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,024 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы

Q₀ = 0,024 м³/с ≥ max {Q₁ = 0,01 м³/с; Q₂ = 0.018 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине, правилом безопасности.

По формуле 4.4.

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в данной скважине, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

8.2 Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8.

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,024 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 160 мм. При этом подача насосов составит

Q = 0,8 · 1,0 · 0,0208 = 0,033 м³/с > 0,024 м³/с.

В дальнейших расчетах принимаем расход Q = 0,033 м³/с.

8.3 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1536-1637 м, пробуренного в скважине долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д=195 кН и частоте его вращения n_д=60 об/мин. В скважине были отработаны долота 215,9 СЗ-ГАУ, 215,9 ТЗ-ГАУ.

Согласно исходным данным задания или информации и взятой из карточек отработки долот определим в интервале среднее арифметические значения на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки по формулам:

Долото 215,9 СЗГАУ-R53

Найдем адаптационные коэффициенты по формулам (8.1) и (8.2):

                                            (8.1)

                               (8.2)

Долото 215,9 ТЗГАУ-R11

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот:

                                        (8.3)

При этой нагрузке частота вращения долот не должна превышать значения, найденного по формуле (8.4):

(8.4)

Примем следующие значения постоянных в формуле С_в = 125 руб./ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 694 руб. (215,9 С3ГАУ), С_д = 668 руб. (215,9 Т3ГАУ), t_в=0,9 ч. Величины этих постоянных лучше выписать из проектно-сметной документации конкретного бурового предприятия.

С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С:

Долото 215,9 С3ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Р_д = 200 кН и n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

Долото 215,9 Т3ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах Р_д = 200 кН и n = 49 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом 215,9 Т3ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1536-1637 м.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Типы долот для интервала одинаковой буримости

Интервал одинаковой буримости, м	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим		Прогнозируемые показатели работы долота			Рациональный тип долота
		Рд, кН	nд, об/мин	tб, ч	хм, м/ч	с, руб./м
1576-1637	215,9С3ГАУ 215,9Т3ГАУ	200 200	49 49	27,3 22	1,84 2,17	8070 11530	215,9С3ГАУ

9. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

9.1 Проектирование бурильной колонны

Выбираем диаметр УБТ, расположенных над долотом. По формуле (9.1)

окончательно d_убт = 0,165 м., согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,127 м.

Для обеспечения планового перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам должно выполняться условие.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Примем коэффициент л₁ = 1, т.к. УБТ одноразмерная

л - эмпирический коэффициент

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 195 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт = 150 м, т.е. 6 свечей по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (9.2)

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

ℓ_кнбк = 150 м.

9.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т - 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (х_д ≥ 80 м/с) определим по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент б = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (9.3):

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 400 м, вычислим по формуле (9.4):

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (9.4)

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (9.5):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (9.6), считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (9.8):

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (9.8):

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (9.9):

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (у₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (9.10):

что превышает допустимый коэффициент n_д = 1,5.

Выбираем трубы для 1-й секции колонны: ТБПВ-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (9.11):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (9.12):

Проверим по формуле (9.13) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

Крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм. Для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127. Для свинчивания замков определяем необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм; ТБПВ-127х9Е-22,3кНм.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - показатели расчета колонны бурильных труб на статическую прочность

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Тип труб	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е
Интервал расположения ступеней (секций), м	1487-1637	1237-1487	0-1237
Длина секции (ступеней), м	150	250	1237
Нарастающий вес колонны, кН	185	244	595,7

 

 

10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

10.1 Выбор реагентов для химической обработки промывочной жидкости

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции. Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко- и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

В состав бурового раствора, применяемого при бурении продуктивного интервала будут входить следующие компоненты:

1.      В качестве дисперсной фазы используется вода;

2.      Глина.

.        Кальцинированная сода (Na₂CO₃). Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Ca²⁺ и регулирование рН.

.        Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

10.2 Приготовление и регулирование свойств промывочной жидкости

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

Рисунок 10.1 - Простейшая схема приготовления бурового раствора

Приготовление раствора с использованием наиболее простой технологической схемы (рисунок 10.1) осуществляется следующим образом. В емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлически перемешивателями 9, заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м³) и с помощью центробежного или поршневого насоса 2 (обычно один из подпорных насосов) по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжек-торный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемником 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 регулируют шиберной заслонкой (затвором) 8, а значение вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

В практике 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, емкости циркуляционной системы (ЦС), механических и гидравлических перемешивателеи, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, различающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Наиболее широко применяется БПР-70, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой два цельнометаллических бункера, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами, резинотканевыми гофрированными рукавами и воздушными фильтрами. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель, 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 стойках. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

Принцип действия БПР состоит в следующем (рисунок 10.2). 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 гофрированной 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 е патрубок закрыт пробкой.

Рисунок 10.2 - Блок приготовления бурового раствора

1-   Силос, 2-фильтр, 3-загрузочная труба, 4-разгрузочное устройство, 5-система аэрирования, 6-аэродорожка, 7-подводящий шланг, 8-гидросмеситель, 9-емкость ЦС

10.3 Выбор числа вибросит

Выбор сит зависит от гранулометрического состава шлама, которые следует определить опытным путем по результатам ситового анализа пробы глинистого раствора, выходящего из скважины. В любом случае следует применить сетки, обеспечивающие удаление из раствора частиц, содержание которых в растворе велико. Сопоставим подачу бурового раствора насосами пропускной способностью сетки. Необходимо использовать два параллельно работающих вибросита. Наименьший размер удаленных частиц выбуренной породы составит 160 мкм. На вибросите удаляются частицы крупнее 80-150 мкм. Пропускная способность вибросит должна быть больше подачи буровых насосов. На буровой целесообразно установить не менее 2-х вибросит.

Различают четыре вида очистки:

а) прямая;

б) ступенчатая;

в) двухсекционная прямая;

г) трехсекционная ступенчатая.

Рисунок 10.3 - Виды очистки

Буровой раствор, выходящий из ствола скважины, проходит через вибросито, где шлам отделяется от раствора. Вибросито состоит из вибрационных сеток, ячейки которые достаточно велики для прохождения бурового раствора и его твердой фазы, но достаточно малы для удерживания шлама. Шлам собирают в резервуар, откуда, где выбрасывают, либо геологи проводят исследование параметров пласта.

Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита следующие (рисунок 10.3): 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. Наибольшую производительность вибросито имеет в том случае, когда шлам состоит из песка, наименьшую - когда шлам представлен вязкими глинами. В зависимости от типа и дисперсного состава шлама производительность 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.

Рисунок 10.4 - Схема вибросита

Эффективность работы вибросита (пропускная способность, глубина и степень очистки) зависит прежде всего от типа и рабочего состояния вибрирующей сетки. В отечественном бурении для очистки бурового раствора используют нержавеющую сетку с размером ячейки 0,7x2,3; 1x2,3; 1x5; 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4; 0,9x0,9; 1,6x1,6; 2x2 и 4x4 мм.

На средства грубой очистки, т.е. вибросита, приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама, поэтому именно им следует уделять наиболыпе внимание. Для утяжеленных буровых растворов это, в сущности, единственный высокоэффективный аппарат.

10.4 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости

Для контроля регулирования свойств промывочной жидкости на буровой находится мерная емкость 9м³ для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы:

1.      Ареометр - для определения относительной плотности буровых растворов служит АГЗ - ІV. В комплект прибора входят ведро с крышкой и ареометр, состоящий из стакана, поплавка с цилиндрической шкалой и съемного груза. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность буровых растворов в пределах от 0,9 до 1,7. без груза ареометр имеет пределы измерения от 1,6 до 2,4. Прибор имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения относительной плотности не только пресную, но и минерализованную воду. Для более точного измерения плотности используется пикнометр.

2.      Условную вязкость измеряют с помощью стандартного полевого вискозиметра ВП-5. в комплект этого прибора входят воронка, кружка и сетка. В нижнюю часть воронки впаяна трубка длиной 100 мм. И внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделена на две части. Одна часть имеет объем 500см³, а другая 200 см^,3.

3.      Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор ВМ-6, имеющий напорный и фильтрационный узлы. Фильтрационный узел прибора состоит из стакана, в котором в процессе замера находится раствор, стального перфорированного диска, клапана с резиновой прокладкой и поддона. В поддон ввинчивается винт, управляющий работой клапана. Напорный узел состоит из напорного цилиндра и плунжера. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка. Закаленный плунжер, образующий пару с втулкой, снабжен грузом. К грузу прикреплена шкала, градуированная в см³ при диаметре фильтрата 75 мм. Диаметр плунжера и вес его с грузом подобраны таким образом, что в процессе замера водоотдачи раствор в приборе находится под избыточным давлением 0,1МПа. Толщину фильтрационной корки замеряют также при помощи прибора ВМ-6. для этого после измерения водоотдачи разбирают фильтрационный узел и извлекают глинистую корку вместе с фильтратами.

4.       Водородный показатель замеряют при помощи лакмусовой бумаги. Затем определяют к какой среде относится данный глинистый раствор - калориметрический способ.

Пределы измерения водородного показателя должны быть больше 7.

Водородный показатель характеризует кислотность бурового раствора на водной основе.

1   < рН < 7, характеризует кислую среду.

7 < рН < 14 характеризует кислую среду.

Электрометрический способ: определяет способность вещества менять потенциал в зависимости от концентрации рН. Применяют специальный электрод, заполненный электролитом. Принцип основан на образовании гальванического электролита, который характеризует концентрацию рН.

11. Гидравлический расчет промывки скважин по интервалам глубины

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости. Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал.

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры ц и ∑_(Ркп).

 и расход Q = 0,025м³/с:

т.е. содержание шлама в потоке (1-ц) = 0 т.к. скорость мала.

Для определения величины ∑(Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Rе_кр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, для течения в кольцевом канале:

За УБТС2-146

За ТБВК

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве: между ТБВК и необсаженным стволом, диаметр которого примем равным внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_с = 0,22 м:

за УБТС2-146

Так как полученные значения Rе_кп < Rе_кр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана:

За ТБВК

за УБТС2-146

Находим значения в по формулам

За ТБВК

За УБТС2-146

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта

Определяем местные потери от замков ЗН-113 в кольцевом пространстве. Согласно таблице 5.7 методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» d_м = 0,155 м. Примем ℓ_т = 12 м.

Потери давления на участке за УБТ:

Суммируя значения Р_кп, получим ∑(∆Р_кп), необходимую для вычисления с_кр больше принятого с = 1180 кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса:

В ТБВК

В УБТС2-146

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну:

В ТБВК

В УБТС2-146

В бурильной колонне везде действительные числа Rе_т < Rе_кр, следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления:

В ТБВК

В УБТС2-146

Рассчитаем потери давления внутри ТБВК и УБТ

В ТБВК

В УБТС2-146

Местные потери от замков ЗН-113 в колонне определяем по формуле

Вычислим потери давления в наземной обвязке, предварительно найдя из табл. 6.1. методического пособия по выполнению курсовой работы по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» значения коэффициентов:

   

+0,4+0,4)·10⁵·1180·0,025²=1,16 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве за ТБВК ранее определены для участка длиной 1225 м. Перечислим это значение на полную длину ТБВК L = 1637 м:

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:

Рассчитываем резерв давления ∆Р_р для потерь в долоте при в = 0,8:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при м = 0,95:

Приняв х_д = 80 м/с, найдем перепад давления:

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит Р_н = 11,12· 10⁶ +4,14 · 10⁶ =15,26 МПа.

Вычисляем площадь промывочных отверстий:

Ш =

В долоте устанавливаем три насадки, внутренний диаметр которых:

Определить величину гидростатического давления на забое скважины:

а) в скважине, заполненной промывочной жидкостью плотностью с, по формуле

Р_с = с g L = 1180*9,81*1637 = 18,7МПа

б) в скважине, заполненной той же жидкостью, но содержащей частицы выбуренной породы плотностью с_ш,

Р_с = ц с q L + (1 - ц) с_ш q L = 1*1180*9,81*1637+0,5=19,2МПа

Строим график давлений.

Рис. 11.1 - График распределения давления в циркуляционной системе

- турбобур с долотом;

- УБТС;

- ТБВК;

- обсадная колонна;

- слабый пласт;

- продуктивный пласт.

12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки

При разбуривании нефтяного месторождения большое значение имеет правильность выбора класса и типа буровой установки, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Исходными данными при выборе класса буровой установки являются проектная глубина, конструкция скважины, компоновка и состав бурильной колонны.

Тип буровой установки выбирают с учетом наибольшего веса на крюке. Наибольший вес на крюке составляет:

Q_кр=763,5кН

Такую нагрузку будет испытывать буровая установка от бурильной колонны при ее вытаскивании из наклонно-направленной скважины.

Главный параметр буровой установки - допускаемая нагрузка на крюке, определяемая из условия:

Q_доп≥kQ_кр (12.1)

Где к - коэффициент запаса опускаемой нагрузки на крюке с учетом прихвата бурильной колонны (к=1,6-2,0).

Для обеспечения повышенного срока службы оборудования примем к=2,0. Тогда допускаемая нагрузка на крюке составит:

Q_доп=2,0∙763,5=1527кН.

Этим требованиям по размерному ряду буровых установок отвечает буровая установка 4 класса по ГОСТ с допускаемой нагрузкой на крюке - 1600кН и условной глубиной бурения до 2500 м.

Выбираем буровую установку БУ2500.

Определим тип оснастки для талевой системы. Число струн талевого каната определим по формуле:

 (12.2)

где Q_кр - вес на крюке, Н;

k - коэффициент запаса прочности талевой системы (к=2,5);

Р_разр - разрывное усилие каната при пределе прочности материала каната (Р_разр=515700Н).

Тогда число рабочих струн каната составит:

Принимаем Т=8, что соответсвует оснастке талевой системы 4х5.

Определим правильность выбранной оснастки, приняв КПД талевой системы з_т.с.=0,8. Для этого определим натяжение на ходовом конце талевого каната по формуле:

 (12.3)

Где Q_тс - вес талевой системы (Q_тс =6кН).

Натяжение на ходовом конце талевого каната составит:

По паспортным данным лебедки БУ2500 допустимое натяжение для ходового конца составляет Р_{доп.х.к.}=225кН. Следовательно, оснастка талевой системы выбрана правильно.

Параметры буровой установки БУ2500 указаны в таблице 12.1.

БУ2500 выпускается Волгоградским заводом буровой техники ВЗБТ.

Таблица 12.1 - Техническая характеристика БУ2500/1600-Э

Показатели	Значения
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2. Условная глубина бурения, м 3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 4. Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее 5. Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт 6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм 7. Расчетная мощность привода ротора, кВт 8. Мощность бурового насоса, кВт 9. Вид привода 10. Масса установки, т	1600 2500 0,1-0,2 1,95 550 560 180 600 Электрический 308
Механизмы и агрегаты установки
1. Буровая вышка  2. Буровая лебедка 3. Буровой насос 4. Ротор 5. Кронблок 6. Крюкоблок 7. Вертлюг 8. Привод основных исполнительных механизмов и агрегатов: а) привод лебедки б) привод насоса	А-образная, мачтовая ВМА-45х200 Сб.02/ЛБ-750 БРН-1 Р-560 Сб10А/БУ2500ЭУ Сб11Б/БУ2500ЭУ УВ-250МА Электродвигатель МПЭ-500-500УХЛЗ Электродвигатель СДБМ-99/42-8УХЛ2
в) привод ротора 9. Мощность привода лебедки, кВт 10. Максимальное усилие в канате, кН 11. Диаметр каната, мм 12. Число скоростей подъема 13. Оснастка талевой системы 14. Вспомогательный тормоз	Электродвигатель Д-816 550 225 28 4 4х5 ТЭП-45-У
15. Мощность привода буровых насосов, кВт 16. Максимальное число ходов поршня в мин 17. Максимальное давление на выходе, МПа 18. Максимальная идеальная подача, м3/с 19. Число цилиндров насоса, шт.	600 125 25 0,0519 2
20. Мощность привода ротора, кВт 21. Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН 22. Частота вращения стола ротора, об/мин а) номинальная б) максимальная 23. Максимальный крутящий момент на столе ротора, кН∙м	180 2500  65 250 35
24. Допускаемая (максимальная) нагрузка на вертлюг, кН 25. Максимальное давление прокачиваемой жидкости в стволе вертлюга, МПа	2500 32

Контрольный пульт бурильщика ПКБ-2 предназначен для измерения и регистрации веса, подачи и длины инструмента, скорости проходки и давления промывочной жидкости.

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы.

Рисунок 12.1 - Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

Рисунок 12.2 - Контрольный пульт бурильщика КПБ-2

1 и 3 - штуцер соответственно регулируемый и быстросменный; 2 - отбойная камера; 4 и 20 - крестовины; 5 - задвижка прямоточная (или кран) высокого давления, б - быстросъемное соединение к цементировочному агрегату; 7 - рабочий выкид; 8 и 18 - основные задвижки (краны) высокого давления с гидроприводом; 9 - рабочая линия к регулируемым штуцерам, 10 - тройник, 11 - колонная головка; 12 - универсальный превентор; 13 - плашечные превенторы, 14 - манометр; 15 - вентиль для манометра, 16 - разделитель для манометра; 17 - буфер, 19 - аварийный выкид.

Рисунок 12.3 - Типовая схема оборудования и обвязки устья для бурения скважин:

Заключение

В данной работе приводится сведения о районе буровых работ на Альметьевском участке, геологическом строении Альметьевской площади, степени ее геологической изученности и их влияния на процесс бурения скважины.

Профиль скважины обоснован и рассчитан.

Для различных интервалов бурения обосновано, подобраны способы бурения, типы промывочных жидкостей с определенными свойствами и параметрами.

Для регулирования свойств промывочной жидкости подобраны соответствующие химические реагенты.

Рассчитаны и обоснованы выбранные компоновки низа бурильной колонны для различных интервалов бурения.

Произведен выбор оборудования для контроля процесса бурения.

В соответствии с «Требованиями промышленной безопасности» рассмотрены вопросы безопасности труда, промышленной и экономической безопасности.

Так же рассматриваются вопросы гражданской обороны.

Список использованных источников

1.  Соловьева Н.В., Голубь С.И. Гидроаэромеханика в бурении. Экспериментальное определение реологических характеристик: Учебно-методическое пособие для проведения практических занятий для студентов, обучающихся по специальностям 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и 130504.62 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин»/Под редакцией В.П. Зозули. - Альметьевск: АГНИ, 2005. - 84 с.

2.      Басарыгин Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин/ Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.

.        Зозуля Н.Е. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно - методическое пособие. Альметьевск, 2003. - 238 с.

4.  Конесев Г.В., Филимонов Н.М. Методическое руководство по расчету бурильных колонн. - Уфа: УНИ, 1985. - 64 с.

.    Борисенко Л.В. Выбор промывочной жидкости для бурения: Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости». - Альметьевск: АГНИ, 2003. - 57 с.

6.      Голубь С.И., Надыршин Р.Ф., Филимонова М.Ю. Дипломное проектирование / Учебно-методическое пособие по выполнению дипломного проектирования. Альметьевск АГНИ, 2008 г. - 120 с.

.        Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М.; Недра, 1996. - 361 с.

.        Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. Учебник для техникумов М.; Недра, 1987. - 247 с.

.        Гражданская оборона и пожарная безопасность (методическое пособие). Под ред. М.И. Фалеева. М.: Институт риска и безопасности, 2002. - 508 с.

.        Справочник пожаро - взрывоопасных веществ, материалов и средств их тушения./ Под редакцией Баратова А.И. и Корольченко А.Я.-М.: Химия, 1990.

.        Каптелинина Е.А. Методические указания по расчету экономической части дипломного проекта для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Альметьевск: АГНИ, 2007. - 66 с.