|
|
Буровые установки глубокого бурения. Буровые установки глубокого бурения
12 Техника безопасности при эксплуатации цементировочного оборудования
Эксплуатация цементировочного оборудования должна осуществляться в соответствии с требованиями эксплуатации. Нарушение правил эксплуатации часто приводит к авариям (возможны человеческие жертвы). Поэтому до начала эксплуатации оборудования необходимо тщательно проверить все узлы оборудования, замеченные неисправности необходимо устранить, спрессовать манифольдные линии на 1,5 кратное рабочее давление. При сборке манифольдных линий необходимо прочистить все резьбовые соединения. Это обеспечит герметичность соединения и надежность работы. Необходимо проверить надежность предохранительного клапана. Выхлоп от клапана должен идти в приемный бак. Выхлопная труба от ДВС должна иметь искрогаситель. Для работы на агрегатах необходимо применять спецформу и рабочие рукавицы.
13 Практические занятия на тренажере DS-200
Практику проходил на буровом тренажере фирмы "Simtrer" Компоненты DS-200: буровой манифольд;
· пульт управления сухопутным превентором;
· пульт управления морским превентором;
· пульт управления буровым оборудованием;
· пульт контроля процесса бурения;
· пульт управления дистанционным штуцером;
· штуцерный манифольд;
· блок автоматического режима бурения;
· компенсатор буровой колонны; пульт натяжения райзера; пульт управления дивертором.
Основные упражнения, отработанные на тренажере: осуществление углубления скважины при заданных параметрах бурения.
14 СПБУ "Мурманская"
Основные характеристики СПБУ "Мурманская":
· установка создана на базе установки типа "Шельф";
· общее водоизмещение 14800 тонн;
· высота опор 126 метров;
· глубина моря до 100 метров;
· вертолетная площадка;
· четыре якоря: два носовых по 10 тонн и два кормовых по 7 тонн;
· четыре шлюпки вместимостью по 42 человека по двум бортам;
· высота над уровнем моря 15 метров.
На установке имеются два комбинированных превентора на 700 атм., один из которых универсальный. За последний год произошла модернизация: был установлен верхний привод (TOP DRIVE) с наддувом воздухом, который намного эффективнее ротора. Может выполнять роль АКБ. Имеется манифольдная линия на 105 атм. рабочего давления. Также есть емкости для бурового раствора по 56 м3 и столько же запасных. Запас пресной воды по 100 и 300 тонн. Имеется опреснительная установка с производительностью 20 тонн в сутки. Модернизирован цементный отсек с емкостями для хранения сухого цемента, имеется три буровых насоса и два цементных агрегата. В процессе просмотра видеофильма мы наблюдали процесс отбора керна. Шла сборка керноприемного снаряда. После сборки спускали инструмент в скважину, произвели отбор керна, подняли керноприемный снаряд, разобрали его, подняли керноприемную трубу, спустили на керноприемный мост, отвернули кернорватель и приподняли трубу. Вынули керн из трубы.
Приготовление буровых растворов
В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых раство-ров.
Наиболее простая технологическая схема (рис. 7.2) вклю-чает емкость для перемешивания компонентов бурового рас-твора 1, оснащенную механическими и гидравлическими пе-ремешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащен-ный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневый насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.
С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливаю расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с движкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 п замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материа-лом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную переме-щают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума по-дается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происхо-дит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сли-вается в емкость, где она тщательно перемешивается механи-ческим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулиру-ют шиберной заслонкой 8, а величину вакуума в камере -сменными твердосплавными насадками.
Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к рас-четным. Если раствор приготавливают впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуля-ционной системы либо в специальные запасные.
Утяжеление бурового раствора порошкообразным бари-том и обработку порошкообразными химическими реаген-тами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, водоглинистой).
Зарубежные фирмы обычно оборудуют гидроворонки аэ-рожелобом или вибратором для побуждения течения порош-ка и обеспечения более равномерной его подачи в зону сме-шения.
Основной недостаток описанной технологии -- слабая ме-ханизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый контроль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч.
В настоящее время в отечественной практике широко ис пользуют прогрессивную технологию приготовления буров растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, ем-кости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.
Блок БПР предназначен для приготовления и утяжеления бурового раствора, а также хранения на буровой запаса по-рошкообразных материалов. Выпускается несколько типов БПР, отличающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.
Наиболее широко применяется БПР, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой (рис. 7.3) два Цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы раз-грузочными пневматическими устройствами 7, резиноткане-выми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами
Очистка бурового раствора от газа
Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие сни-жения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результа-те снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядо-витыми пластовыми газами (например, сероводородом).
Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к из-менению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его рео-логические свойства -- по мере газирования раствор стано-вится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пу-зырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, по-этому оборудование для очистки от шлама работает неэф-фективно.
Кислые газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию.
Снижение гидравлической мощности вследствие присутст-вия в растворе газа отрицательно сказывается на всем про-цессе бурения. Оптимизированные программы бурения тре-буют, чтобы на долоте срабатывалось до 65 -- 70 % гидравли-ческой мощности. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов, так как
N
pQ,
где N -- гидравлическая мощность; Q, р -- соответственно подача и давление, развиваемые буровыми насосами.
Как видно из рис. 7.25, зависимость гидравлической мощ-ности от степени газирования (объемная доля) бурового рас-твора весьма заметна. Так, при содержании (объемной доле) газа, равном 2 %, снижение гидравлической мощности со-ставляет 5,6 %.
Чтобы свести к минимуму вредное влияние самопроиз-вольного газирования бурового раствора, необходимо знать условия проникновения газа в него и их физико-химическое взаимодействие.
Газ из пласта попадает в буровой раствор в результате от-рицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой.
Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличи-ваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорывают-ся в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешива-ния в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансиро-ванном давлении, свободный газ удаляют из бурового раство-ра с помощью газового сепаратора.
Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового рас-твора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия.
Полнота дегазации буровою раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.
В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии. Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную цир-куляционную систему, они превращаются в газ и заметно из-меняют технологические свойства бурового раствора.
Некоторые газы при повышенных температуре и давлении проникают в межмолекулярную структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема. Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной ос-нове, в которые может проникать большое количество плас-тового газа. Обнаружить вовлеченный таким способом в бу-ровой раствор природный газ очень трудно.
Растворы, газированные сероводородом, создают особен-ные трудности при дегазации: система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород -- опас-ный яд;
· сероводород взрывоопасен даже при объемной концент-рации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);
· сероводород растворим в буровых растворах, его раство-римость в воде приблизительно пропорциональна давлению;
· сероводород обладает высокой корродирующей способно-стью.
Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделя-ется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмо-сферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора.
Газ, проникший в молекулярную структуру раствора,извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо при-менять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегаза-ции.
Жидкие и растворимые газы удалить из раствора доволь-но трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды
(С1 - С5) можно извлечь с помощью вакуумного дегазатора, а тяжелые почти невозможно Выходя из раствора в виде пара, эти газы причиняют много неприятностей.
Если поступающий в раствор газ содержит двуокись угле-рода или сероводород, то обычно повышают рН раствора, чтобы избежать образования слабых кислот. Применяют также раскислитель сероводорода как средство против от-равления людей этим сильнотоксичным газом. В качестве раскислителя чаще всего используют каустическую соду, мо-дифицированные неорганические соединения железа, соеди-нения карбоната меди, карбоната цинка и оксида цинка.
Обычная схема дегазации бурового раствора при интен-сивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 7.26. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа рас-твор поступает на вибросито б и собирается в первой емкос-ти циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7.
Очистка бурового раствора от шлама
В связи с тем, что поступающие в буровой раствор части-цы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на тех-нико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание
Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотдели-тели), сепараторы, центрифуги Кроме того, в наиболее не-благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые Позволяют повысить эффективность работы очистных уст-ройств
Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращени расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.
При выборе оборудования для очистки буровых растворов учитывают многообразие конкретных условий. В противном случае возможны дополнительные затраты средств и време-ни.
Каждый аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышаю-щее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).
В составе циркуляционной системы аппараты должны ус-танавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина -- газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) -- дегазатор -- блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, се-паратор) -- блок регулирования содержания и состава твер-дой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).
Разумеется, при отсутствии газа в буровом растворе ис-ключают ступени дегазации; при использовании неутяжелен-ного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко-и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функ-ций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор обору-дования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать техно-логические возможности и основные функции оборудования.
Обычно в буровом растворе в процессе бурения скважи-ны присутствуют твердые частицы различных размеров (рис. 7.12). Размер частиц бентонитового глинопорошка из-меняется от единицы до десятков микрометров, порошкооб-разного барита -- от 5--10 до 75 мкм, шлама - от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.
При идеальной очистке из бурового раствора должны уда-ляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объек-тивные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы виб-росит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы "Свако", двухъярусное вибросито фирмы "Бароид" и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама раз-мером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами.
Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 -- 80 %; Удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаме-тром не более 100 мм -- илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более.
Более глубокая очистка от шлама сопряжена с применени-ем очень сложных аппаратов -- высокопроизводительных Центрифуг и поэтому обычно экономически невыгодна. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буро-вом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц
Как видим, механическими средствами можно достичь очень глубокой очистки неутяжеленного бурового раствора Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэто-му механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм (см. рис. 7.12). Частицы шлама размером от 5-- 10 до 75 --90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высо-кой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утя-желенного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более грубодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и со-става твердой фазы с помощью центрифуги или гидроцик-лонных глиноотделителей.
|
|
|
Скачать 354.7 Kb.