1. Задачи буровых организаций, их структура

• Название: 1. Задачи буровых организаций, их структура
• Дата: 22.06.2021
• Размер: 1.15 Mb.
• Имя файла: Uchebnaya_praktika_01_Burovoe_oborudovanie (1).docx
• Тип: Документы; #220049

1. Задачи буровых организаций, их структура.

Цикл строительства скважины (ЦСС) включает следующие виды работ:

-Подготовительные работы к строительству ( строительство подъездных путей, линий электропередач, линий связи, трубопроводов, кустового основания, бурение скважины на воду и т.д.).

-Строительно-монтажные работы (сборка буровой установки и привышечных сооружений)

-Подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования, оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа, установка направления и др.).

-Бурение ствола скважины и его крепление.

-Оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в эксплуатацию.

-Демонтаж буровой установки и привышечных сооружений, транспортировка их на новую точку, нейтрализация отходов, рекультивация земель.

Организация цикла строительства скважин в своей основе содержит взаимоотношения между производственными бригадами, основными производственными фондами (буровыми установками) и конечной продукцией (скважинами).

Наиболее распространены специализированная и комплексная формы организации ЦСС.

При специализированной организации производственного процесса все работы на буровой ведутся 5-7 бригадами, которые специализируются на выполнении технологически однородных работ. После окончания работ бригады переходят на следующие объекты.

При комплексной организации ЦСС все работы возлагаются на производственные бригады, насчитывающие 30-40 человек. В эти бригады включаются рабочие разных специальностей, которые ведут все работы, начиная с вышкомонтажных и кончая опробованием скважин

Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется буровыми предприятиями, имеющими различную организационно-правовую форму и разную степень автономности в структуре нефтегазодобывающих компаний. Примем традиционное наименование бурового предприятия: «Управление буровых работ» (УБР).

УБР представляет собой сложную технико-экономическую систему и состоит из большого числа элементов (техники, оборудования, технологических процессов и приемов, коллективов людей, зданий, сооружений и др.), функционирующих в тесном взаимодействии для достижения общей цели при наличии внешних и внутренних случайных возмущений.Характерными особенностями УБР являются:

-наличие целей функционирования , определяющих ее назначение;

-наличие управления, представляющего собой целенаправленное воздействие на систему;

-наличие иерархической структуры, состоящей из нескольких уровней подсистем в соответствии с их взаимоотношением;

-наличие процесса функционирования, заключающегося в обмене материалами и информационными потоками в подсистемах.

Основной целью функционирования УБР является создание новых основных производственных фондов – скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин – сложный многостадийный процесс, включающий строительство дорог, водоводов, линий электропередач и связи, транспортирование и монтаж бурового оборудования и сооружений, бурение и крепление ствола скважины, испытание продуктивных пластов и т.д. Реализация этих этапов, часто взаимосвязанных осуществляется посредством вспомогательные, обслуживающие и управленческие процессов, которые являются базой для формирования производственной структуры УБР.

Рис. 1

Организационная структура УБР (рис. 1) включает производственные подразделения, участвующие в изготовлении основной продукции - скважин, и органы управления предприятием. В ней также отражены организационные, иерархические и технические особенности предприятия.

Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС); районные инженерно-технологические службы (РИТС); вышкомонтажный цех (ВМЦ) или контора (ВМК); цех опробования скважин (ЦОС) или контора (КОС) относятся к структурным подразделениям основного производства.

К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора (ТК); база производственного обслуживания (БПО), состоящая из прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), цеха пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха автоматизации производства (ЦАП). К непромышленным хозяйствам относятся автотранспортная контора (АТК), строительно-монтажное управление (СМУ) или ремонтно-строительный участок (РСУ), жилищно-коммунальная контора (ЖКК), учебно-курсовой комбинат (УКК) и ряд других подразделений.

Основные задачи, решаемые при организации буровых работ:

- своевременная подготовка блока к бурению;

- обеспечение независимости и бесперебойной работы буровых станков.

Для реализации этих задач можно выделить два этапа: подготовка к бурению, буровые работы.

Подготовка к бурению включает:

- зачистку рабочей площадки (уступа);

- перенос транспортных коммуникаций, линий высоковольтных передач (ЛЭП), трансформаторных подстанций и приключательных пунктов;

- планировку, очистку от снега, устройство дорог для перемещения станков.

Затем производят маркшейдерскую съемку блока, вынос проектных отметок расположения скважин на местность в соответствии с проектом на массовый взрыв, перегон станка на обуриваемый блок, подключение к приключательным пунктам (КТП) и подготовку к работе.

Буровые работы могут осуществляться как с закреплением, так и без закрепления (открытый цикл) буровых станков за экскаваторными блоками. При жестком закреплении сокращаются перегоны станков с уступа на уступ, отключения и подключения к электросети и другие непроизводительные работы. Однако необходима строгая взаимоувязка производительности буровых станков и экскаваторов.

При открытом цикле возможна более гибкая организация работ и повышение производительности бурового оборудования. По открытому циклу обуривают экскаваторные блоки, если производительность станков недостаточна или существенно выше производительности экскаваторов. В остальных случаях целесообразно закреплять буровые станки за отдельными экскаваторами.

При работе в пределах блока нескольких буровых станков их располагают на площадке с таким расчетом, чтобы обеспечивалось независимое перемещение от скважины к скважине.

Организация бурения скважин должна обеспечить максимальную эффективность буровых работ и взаимосвязь с последующими процессами, в первую очередь, с выемочно-погрузочными работами. Для достижения указанной цели составляют программы и сетевые графики проведения всех видов работ, включая планово-предупредительные ремонты и обслуживание ЛЭП, приключательных пунктов и электрооборудования.

2. Задачи лаборатории глинистых растворов.

Лаборатория глинистых растворов ЛГР-3 - это комплект измерительных приборов с необходимыми приспособлениями, позволяющих проводить изучение свойств и характеристик выбранного бурового вещества, глинистых растворов и цементных смесей, находящихся в стационарных/полевых условиях (буровые площадки). (Буровой раствор — сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения).

 Благодаря присутствию в лаборатории всего требуемого оборудования существует возможность максимально эффективно, качественно выполнять следующие задачи:

• 
  производить исследования и анализ опытного вещества, чтобы точно выявлять удельный вес глинистого раствора;
  
• 
  осуществлять измерение вязкости бурового раствора с учетом наличия в нем веществ в виде суспензий и эмульсий;
  
• 
  выявлять наличие с определением уровня концентрации песка в заданном растворе;
  
• 
  изучать контрольные образцы на предмет способности к водоотдаче за установленный промежуток времени (30 минут);
  
• 
  оценивать стабильность раствора с учетом различных деструктивных факторов;
  
• 
  для проведения более детального исследования раствора - осуществлять его суточный отстой, с минимизацией при этом внешнего влияния и стороннего воздействия.
  

   Конструкция установки представляет собой деревянный шкаф, внутри которого закреплены приборы и приспособления, входящие в состав лаборатории. Передняя крышка шкафа, кроме защиты оборудования от механических воздействий при транспортировке, в полевых условиях играет роль лабораторного стола.

В состав лаборатории «ЛГР-3» входит ареометр в футляре, вискозиметр, Прибор ВМ-6М, запасные части к приборам, различные прокладки, салфетки, секундомер, кисточки, лупа, перчатки и прочие обязательные составляющие лаборатории.

При исследовании в полевых условиях вместо стола используется передняя стенка, нижняя часть которой закрепляется. Данный ящик надёжно закрепляет все элементы, что позволяет удобно пользоваться составляющим оборудованием и деталями для проведения исследований. Лабораторию можно крепить к стене.

3. Технологический цикл приготовления буровых растворов.

Приготовление, утяжеление и обработка буровых раство­ров, а также их очистка от выбуренной породы — важный про­цесс при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины. Приготовление буровых растворов может осуществляться в механических мешалках и гидравлических смесителях.

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологический операции: а) приготовление исходного раствора, б) обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров, в) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.

Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).

Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту (основным руководящим документом при выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на Чекмагушевском нефтяном месторождении).

Технология приготовления глинистого полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см3, обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol SL, хлористый калий, смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При необходимости для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для предотвращения пенообразования - обработку реагентом ПЭС-1.

Параметры раствора: плотность 1,12 0.02 г/см3, условная вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.

При бурении в интервале 1822-1949 м применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным утяжелителем до плотности 1,25г/см3.

Параметры раствора: плотность 1,25 0.02 г/см3, условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-12 и 22-27 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 21-26 мПас, динамическое напряжение сдвига 12-17 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.В современных условиях бурения для приготовления бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления растворов БПР-2 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатор, насосы. В таблице 17 приведен состав оборудования для приготовления и очистки бурового раствора, применяемый на месторождении.

Вибросита. Очистка бурового раствора от шлама с по­мощью вибрационных сит — механический процесс, в котором частицы отделяются с помощью просеивающего устройства. Главные факторы, определяющие глубину очистки и про­пускную способность вибросита,— размер ячеек сетки и просе­ивающая поверхность. Основные элементы вибросита: 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. В практике отечественного бурения используют одноярус­ные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1. Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1x5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Сетка имеет частоту колебаний 1600 или 2000 в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12—18°. Вибрационное сито СВ^-25— модернизированный ва­риант сита СВ-2. Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16x0,16; 0,2X0,2; 0,25X0,25; 0,4X0,4 и 0,9X0,9. Первая сетка устанав­ливается горизонтально, а вторая — с наклоном около 5° к го­ризонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наиболь­шая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний 1030 и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м². Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16x0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9x0,9 про­пускная способность вибросита превышает 100 л/с.

Гидроциклонные шламоотделители. Принцип работы гидроциклона следующий. Буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку 1 в гидроцик­лон 2. Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спу­скаются вниз и сливаются наружу через отверстие 3, регулируе­мое заслонкой. Чистый буровой раствор концентрируется в цен­тральной части гидроциклона и через патрубок 4 сливается в приемный резервуар (емкость). Для повышения скорости жидкости входное отверстие 5 тангенциального патрубка су­жено. Для нормальной работы гидроциклона необходимо дав­ление 0,2—0,5 МПа. Совершенно условно гидроциклонные шламоотделители де­лят на песко- и илоотделители. Пескоотделители — это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроцик­лонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в ба­тареях песко- и илоотделителя разное. Так, в пескоотделителе 2ПГК четыре параллельно работающих гидроцикона диаметром 150 мм, а илоотделители включают в себя 12—16 гидро­циклонов диаметрами 75 или 100 мм.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается механическая скорость проходки, во-вторых, возникают осыпи и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности бурового раствора, т. е. гидравлического давления на пласты, в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пла­стовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудо­вание для очистки от шлама работает неэффективно. Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко уда­ляется из бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в ем­костях. При устойчивом газировании свободный газ из буро­вого раствора удаляют с помощью газового сепаратора.

Газовый сепаратор представляет собой герметич­ный сосуд, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов. Буровой раствор из скважины поступает по танген­циальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где ско­рость потока резко снижается. Из промывочной жидкости ин­тенсивно выделяется газ, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел. Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито. Применяющиеся в настоящее время сепараторы имеют вме­стимость 1—4 м³ и рассчитаны на давление до 1,6 МПа. Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 10 для продувки и очистки сепаратора от нако­пившегося шлама. Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора 10, в результате чего в сбросовом патрубке газо­сепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 9 скопившегося на дне газового сепаратора шлам 8 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки поло­сти сепаратора сбросовую задвижку 9 закрывают. Для конт­роля за давлением внутри сепаратора газовая часть его поло­сти оборудуется манометром 4. Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в буровом рас­творе жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации буровой раствор очищают от шлама. Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герметич­ную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосо­держание в буровом растворе после обработки не превышает 2%.

Регенерация утяжелителей. Утяжелители — дорогие и дефи­цитные материалы, поэтому их экономное и повторное исполь­зование— весьма важная задача работников бурения.

Существуют следующие способы повторного использования утяжеленного раствора.

1. При близком расположении бурящихся скважин утяже­ленный раствор перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу.

2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в буровую перевозится в автоцистернах.

3. Утяжелитель извлекают из раствора при помощи специ­альных устройств. Регенерацию утяжелителей из отработан­ных растворов производят осаждением в желобах, в гидроцик­лонных установках или в специальных регенерационных уста­новках.

4. Контроль за параметрами буровых и тампонажных растворов.

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД с использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. Комплект включает рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1, прибор для определения водоотдачи раствора ВМ-6, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, ротационный вискозиметр ВСН-3, набор реагентов и посуды для химических анализов.

Для измерения плотности раствора кроме ВРП-1 может быть использован ареометр АГ-3ПП, статического напряжения сдвига СНС-2 (кроме ВСН-3). Для контроля смазочной способности раствора - приборы ФСК-2 или КТК-2, а в лабораторных условиях - СР-1 или НК-1. Для замера рН раствора - индикаторная бумага или рН-метр.

Параметры бурового раствора должны соответствовать указанным в регламенте.

Особое внимание контролю показателей бурового раствора должно уделяться при бурении под эксплуатационную колонну, особенно интервалов с большими зенитными углами.

Для контроля параметров бурового раствора используются также импортные приборы при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Так, для замера условной вязкости может использоваться воронка Марша, пластической или динамической вязкости, СНС - различные марки ротационных вискозиметров; показателя фильтрации в стандартных условиях и при повышенных температурах и давлении - различные марки фильтр-прессов, с соблюдением методик замера, прилагаемых к каждому прибору.

Технологические свойства раствора должны контролироваться непосредственно на буровой в процессе бурения: плотность и условная вязкость раствора замеряется каждый час, остальные показатели - через 4 часа; в случае осложнений плотность и вязкость раствора замеряются каждые 15 минут, остальные показатели - каждый час.

Вся информация должна отражаться в ежедневной сводке по буровым растворам.

Контроль качества тампонажных цемента (ТЦ), раствора (ТР) и камня (ТК)

Виды контроля :

• 
  входной контроль качества ТЦ;
  
• 
  контроль при хранении ТЦ;
  
• 
  контроль при подборе (разработке) рецептуры ТР;
  
• 
  контроль при приготовлении ТР на буровой.
  

Входной контроль и контроль при хранении ТЦ осуществляется сотрудниками лабораторий баз УПТОК или тампонажных контор, контроль при подборе (разработке) рецептур ТР – сотрудниками лабораторий буровых и тампонажных растворов буровых предприятий.

Входной контроль качества ТЦ

Входной контроль качества ТЦ производится при поступлении ТЦ на базу УПТОК или базу тампонажной конторы. При входном контроле измерению подлежат все параметры, нормируемые ГОСТ (ОСТ, ТУ) на ТЦ данной марки.

Параметрами, измеряемыми при входном контроле, как правило, являются следующие: тонкость помола ТЦ; удельная поверхность ТЦ (реже); плотность и растекаемость ТР при заданном В/Ц; время загустевания ТР; сроки схватывания ТР при заданном ГОСТ (ОСТ,ТУ) режиме испытаний (Т, ºС; Dр, МПа); sизг (реже sсж) образцов ТК при заданных ГОСТ (ОСТ, ТУ) режиме (Т, ºС; Dр, МПа) и продолжительности их хранения.

Тонкость помола ТЦ

Стандарты и технические условия на ТЦ обычно характеризуют тонкость помола относительным содержанием двух фракций, разделенных путем просеивания через сито с размером отверстий равным 0,08 мм (сито № 008 по ГОСТ 3584-73). При этом в большинстве стандартов требуется, чтобы массовая доля цемента, прошедшего через это сито, составляла не менее 85 %.

Для определения тонкости помола пробу ТЦ массой примерно 150 г предварительно высушивают в сушильном шкафу при температуре 110 ± 5 ºС в течение 1 ч. После охлаждения пробы из нее берут навеску массой 50 г и помещают ее на сито № 008. Обычно применяются сита в цилиндрических обоймах. Поместив навеску на сито, обойму закрывают крышкой, вставляют в донышко и просеивают ТЦ путем интенсивного встряхивания. Держать сито следует наклонно, медленно поворачивая вокруг оси и похлопывая ладонью по поверхности цилиндра. Через 5…7 мин из поддона высыпают накопившийся там ТЦ и продолжают встряхивание. Просеивание считается законченным, когда через сито в течение 1 мин проходит £ 0,05 г цемента.

Определяется это следующим образом: обойма вынимается из донышка, в течение 1 мин встряхивается над листом белой бумаги, прошедший за это время через сито ТЦ взвешивается на технических весах.

После окончания просеивания оставшийся на сите № 008 ТЦ с помощью жесткой кисточки осторожно переносится в чашку технических весов и взвешивается.

Масса остатка, характеризующая тонкость помола ТЦ, выражается в процентах от величины исходной навески с точностью до 0,1 %.

Тонкость помола рассчитывается как среднее арифметическое результатов двух ситовых анализов, данные которых отличаются друг от друга не более чем на 0,2 %.

Удельная поверхность ТЦ

Удельная поверхность ТЦ – это суммарная поверхность его частиц в 1 г порошка.

Для определения удельной поверхности наиболее часто пользуются методом воздухопроницаемости, который основан на измерении сопротивления, оказываемого слоем уплотненного ТЦ просасываемому через него воздуху.

Прибор для определения удельной поверхности ТЦ методом воздухопроницаемости в общем виде состоит из кюветы 4, в которую помещается проба ТЦ, U - образной стеклянной трубки 1, являющейся манометром-респиратором, и резиновой груши 2, с помощью которой в приборе создается необходимое разряжение.

ТЦ, помещенный в кювету 4, уплотняется плунжером 3.

Манометр-респиратор заполняется подкрашенной водой. На трубке нанесены риски для измерения скорости опускания жидкости в манометре при просасывании воздуха через образец. ТЦ перед определением его удельной поверхности в течение 2 ч высушивают при температуре 110 ± 5 ºС, затем берут навеску m (в г), численно равную 3,33 rт.ц, где rт.ц - плотность ТЦ, г/см3. На решетку кюветы помещают кружок фильтровальной бумаги, вырезанной по ее внутреннему диаметру. Навеску ТЦ засыпают в кювету и разравнивают слой постукиванием кюветы по столу. Сверху на слой цемента кладут второй точно такой же кружок фильтровальной бумаги, вставляют плунжер и уплотняют цемент нажатием на плунжер рукой. После этого по шкале, нанесенной на плунжере, измеряют высоту слоя цемента. С помощью груши создают разряжение в приборе, которое должно быть таким, чтобы жидкость в манометре частично заполнила верхнее расширение. Затем закрывают кран 5 и с секундомером в руках наблюдают за опусканием жидкости в трубке манометра. Удельная поверхность ТЦ (Sуд) вычисляется по формуле

Sуд = (K M Ö T) / m,

где Sуд - удельная поверхность ТЦ, см2/г; К - значение постоянной прибора (определяется экспериментальным путем) для той пары рисок, между которыми измерялось время опускания уровня жидкости: при высокой степени дисперсности - риски 1 и 2, при низкой - 3 и 4; Т - время опускания уровня жидкости между двумя рисками, с; m - масса навески, г.

M = 14 / L (sL - m / s)3/2 (1 / h)0,5,

где s - площадь поперечного сечения слоя ТЦ в кювете, см2; L - высота слоя цемента в кювете, см; h - вязкость воздуха при температуре опыта, дПа×с.

h = (184,84×10-12 t + 28,964×10-9)0,5, где t - температура воздуха во время проведения опытов, ºС.

Удельная поверхность вычисляется как среднее арифметическое результатов двух определений, отличающихся друг от друга не более чем на 200 см2/г.

Расчет ведут с точностью до 10 см2/г

5. Приборы для определения параметров буровых и тампонажных растворов.

Ареометр АГ-2(плотность); вискозиметр СПВ-5(вязкость); содержание песка ОМ-2(% содержание); суточный отстой ПС-2; водоотдача ВМ-6; жесткость воды индикаторная бумага рН; статическое напряжение сдвига СНС-2

Вискозимет ВВ-1

Предназначен для определения условной вязкости буровых растворов (УВ, с), т.е. времени истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. В состав вискозиметра ВВ-1 входят:

• 
  - воронка;
  
• 
  - мерная кружка;
  
• 
  - сетка;
  

Основные технические характеристики:

Постоянная вискозиметра (время истечения 500 смі воды при температуре (20±5)°С, с 15;

Погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5

О бъем воронки вискозиметра, смі 700

Объем мерной кружки, смі 500

Порядок работы: - промыть водой воронку вискозиметра и мерную кружку; - закрыть отверстие трубки пальцем правой руки и налить ковшом в воронку через сетку испытуемый раствор до перелива; - подставить мерную кружку под трубку вискозиметра убрав палец, открыть отверстие трубки, одновременно включив левой рукой секундомер; - в момент заполнения кружки раствором до краев остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем и прочесть показания секундомера; - после каждого измерения кружку мыть. (рис 1.)

Рисунок 1- Вискозиметр-BB1: 1-воронка; 2-вертикальная трубка ;3-мерная кружка; 4-сетка.

Прибор ВМ-6.

Прибор ВМ-6 предназначен для определения водоотдачи глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Показатель водоотдачи глинистых растворов определяют как количество фильтрата в кубических сантиметрах, выделяющегося при избыточном давлении 0,1 МПа (1 кгс/см 3 за 30 мин. с площади фильтрации диаметром 75 мм). Показатель водоотдачи характеризует способность глинистого раствора отдавать свободную воду под давлением через пористую перегородку в пласт и образовывать наэтих перегородках глинистую корку. При измерении водоотдачи раствора одновременно определяют толщину образующейся на фильтре глинистой корки.

Прибор ВМ-6 изображен на рисунке 2.



Рисунок 2 - Прибор ВМ-6.

Прибор ВМ-6 состоит из плунжера-1; груза- шкалы -2; цилиндра-3с ввернутой в него втулкой-4; иглы-5; фильтрационного стакана-6; основания-7; пробки-8; резиновой прокладки-9; бумажного фильтра-10.

Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при помощи пикнометров и весов рычажных – плотномеров, а на буровой – специальными ареометрами (АГ-3ПП).

Ареометр состоит из мерного стакана, поплавка со стержнем и съемного грузика. На стержне имеется две шкалы: основная, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Основная шкала для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м³, при этом на мерный стакан навинчивается грузик; вторая служит для измерения плотности от 1600 до 2400кг/м³ – при снятом грузике.

Статическое напряжение сдвига (СНС). Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2, основанным на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Для определения СНС применяется и полевой вискозиметр фирмы “FANN”

Содержание песка (концентрация посторонних твердых примесей). Для определения содержания песка применяют отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) и стеклянный (мензурка Лысенко).

Металлический отстойник ОМ-2 представляет собой цилиндрический сосуд, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды. На горловину сосуда надевается крышка, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (50мл)

Концентрация газа. При бурении важно знать наличие в растворе воздуха или нефтяного газа. Содержание газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ–1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления. Прибор ВГ-1М разработан на основе прибора ВМ-6. Отличие состоит в том, что плунжер у ВГ-1М несколько длиннее и он снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя – содержания газа. Концентрацию газа (в %) вычисляют по формуле

С₀ = (250 – V_ж)*2

где – 250-суммарный объем глинистого раствора с газом, см³;

V_ж- объем глинистого раствора после удаления газа, см³;

2-множитель для получения результата в процентах.

Концентрация водородных ионов (водородный показатель).Величина рН характеризует щелочность буровых растворов. При рН > 7 жидкости щелочные, при рН < 7 – кислые. Необработанные буровые растворы имеют рН = 6,5-7,5. У химически обработанных растворов рН = 12,5-13,5.

Концентрацию водородных ионов определяют в буровых растворах и в их фильтратах. Значение рН фильтратов всегда меньше, чем рН бурового раствора. На буровых рН определяют ориентировочно с помощью индикаторной бумаги.

Для измерения наносят каплю бурового раствора или фильтрата на индикаторную бумагу и, перевернув ее, наблюдают за изменением окраски бумаги. Сравнив цвет, приобретенный индикаторной бумагой, с цветной шкалой, определяют рН с точностью до единицы. В лабораторных условиях рН измеряют с помощью рН-метров различных конструкций.

6. Очистка буровых растворов от выбуренной породы.

Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама). Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения промывочной жидкости должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина →газовый сепаратор→блок грубой очистки от шлама (вибросито)→дегазатор→блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор)→блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель)→буровые насосы→скважина.

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно не пользуются гидроциклонными шламоотделителями (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Бурение нефтяных и газовых скважин в большинстве нефтегазодобывающих районов ведут с промывкой неутяжеленными буровыми растворами плотностью до 1,25 г/см³. Для очистки буровых растворов используется трехступенчатая система. Технология очистки неутяжеленного бурового раствора (рис.3) по этой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающих в себя грубую очистку на вибросите и тонкую очистку — пескоотделение и илоотделение — на гидроциклонных шламоотделителях. Буровой раствор после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Из емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя 4, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости 9 центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя 6. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Рис.1. Схема трехступенчатой очистки неутяжеленного бурового раствора:1- скважины; 2- вибросито; 3. 5 — насосы: 4 — пескоотделитель; 6 — илоотделитель; 7 — буровой насос; 8 — приемная емкость; 9, 10 — емкости

В настоящее время на буровых применяют четырехступенчатые схемы очистки с использованием центрифуги.

Вибросита. Очистка промывочной жидкости от шлама с помощью вибросит является механическим процессом, в котором происходит отделение частиц с помощью просевающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскостях, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

В практике отечественного бурения используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1.

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размерами ячейки 1x5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Сетка колеблется с частотой 1 600 или 2 000 колебаний в минуту. Наклон сетки к горизонту составляет 12... 18°. Вибрационное сито СВ-2Б является модернизированным вариантом сита СВ-2.



Рис 2. Вибросито ВС-1: 1-вибратор; 2-приемник; 3-основание; 4-поддон; 5-амортизаторы; 6-вибрирующая рама; 7-сетка

Вибросито ВС-1 (рис. 4) оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размерами ячейки 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4 и 0,9x0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая — с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда — 8 мм. Сетка колеблется с частотой 1 130 и 1 040 колебаний в минуту. Рабочая поверхность сетки - 2,7 м² Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейками размерами 0,16x0,16 мм до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки с размерами ячеек 0,9 х 0,9 мм пропускная способность вибросита превышает 100 л/с.

Гидроциклонные шламоотделители. При работе гидроциклонного шламоотделителя буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку 2 (рис.5) в гидроциклон 4. Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через выходное отверстие 5, регулируемое заслонкой. Чистая промывочная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через выпускной патрубок 1сливается в приемный резервуар (емкость). Для повышения скорости жидкости входное отверстие 3 тангенциального патрубка сужено. Для нормальной работы гидроциклона необходимо давление 0,2...0,5 МПа.

Условно гидроциклонные шламоотделители подразделяют на песко- и илоотделители. Пескоотделители — это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называются аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее.



Рис.3. Устройство гидроциклона: 1 — патрубок выпускной; 2 — патрубок тангенциальный; 3 — входное отверстие; 4 — гидроциклон; 5 — выходное отверстие

Гидроциклонные шламоотделители обычно включают в работу с момента забуривания скважины. Уже при бурении под кондуктор система очистки бурового раствора должна работать в полную силу. Шлам необходимо удалить из бурового раствора раньше чем он будет подвергнут многократному истиранию и диспергированию в циркуляционной системе и стволе скважины. Только в этом случае удается сохранить стабильными параметры бурового раствора, избежать перерасхода трущихся запасных деталей гидравлическому оборудованию, сохранить стабильным ствол и достичь высоких показателей работы долот.Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделителя разное. Так, пескоотделитель марки 2ПГК включает в себя четыре параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм, а илоотделители включают в себя 12... 16 гидроциклонов диаметрами 75 или 100 мм.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование промывочной жидкости препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности промывочной жидкости, т.е. давления на пласты; в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.



Рис.4. Газовый сепаратор:1 — манометр; 2 — газовый трубопровод; 3 — предохранительный клапан; 4 — ввод для бурового раствора; 5 — буровой раствор; 6 — сбросовая задвижка; 7 — эжекторное устройство; 8 — линия для очистки; 9 — регулятор уровня; 10 — полость газового сепаратора

Газ в промывочной жидкости может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из промывочной жидкости в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из промывочной жидкости удаляют с помощью газового сепаратора.

Газовый сепаратор (рис. 4) представляет собой герметичный сосуд, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов. Буровой раствор из скважины поступает по тангенциальному вводу 4 в полость газового сепаратора /0, где скорость потока резко снижается. Из промывочной жидкости интенсивно выделяется газ, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по газовому трубопроводу 2 на факел.

Буровой раствор 5, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии 8 для очистки от шлама на вибросито.

Применяющиеся в настоящее время сепараторы имеют вместимость 1 ...4 м3 и рассчитаны на давление до 1,6 МПа. Они оборудуются предохранительным клапаном 3, регулятором уровня 9 промывочной жидкости поплавкового типа и эжекторным устройством 7 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

При работе эжекторного устройства воду (а в зимнее время — пар) пропускают через штуцер эжектора, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение.

При открытой сбросовой задвижке 6 скопившийся на дне газового сепаратора шлам вместе с частью промывочной жидкости устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 6 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 1.

Очищенная от свободного газа промывочная жидкость обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в промывочной жидкости токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации промывочную жидкость очищают от шлама.

Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. 0ни представляют собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в промывочной жидкости после обработки не превышает 2 %.

Список используемой литературы:

1. СТРУКТУРА БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ (allrefrs.ru)

2.https://helpiks.org/4-24099.html

3.https://npp-tp.ru/products/texnologicheskoe-oborudovanie/stroitelnoe-oborudovanie/priboryi-dlya-burovyix-rastvorov/laboratoriya-glinistyix-rastvorov-lgr-3.html

4. Уфа лаборатория ЛГР-3 контроль параметров бурового глинистого раствора (korund-ufa.ru)

5. Приготовление буровых растворов, Технология приготовления бурового раствора, Выбор оборудования для приготовления растворов - Буровые промывочные и тампонажные растворы (studbooks.net)

6. Контроль параметров буровых растворов (mydocx.ru)

7. Виды контроля качества тампонажных цемента, раствора и камня. Показатели, контролируемые при каждом виде контроля. (studfile.net)

8. Приборы для измерения параметров бурового раствора - Проект технологии бурения на Западно-Сургутской площади с детальной разработкой вопроса осложнения (studwood.ru)

9.Приборы для определения характеристик растворов (studopedia.su)

10. Очистка бурового раствора от обломков выбуренной породы (шлама). (pdnr.ru)