Основы Горного Производства. Калиниченко О. И., Зыбинский П. В., Хохуля А. В. Основы горного производства
 Скачать 18.24 Mb.
|
|
3.2.3. Промывка скважины и очистка отработанного в скважине бурового раствора Промывка скважины является одной из самых ответственных опера- ций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаж- дением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят: вынос выбуренной породы из скважины; передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; преду- преждение поступления в скважину нефти, газа и воды; удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуля- ции жидкости в скважине; охлаждение и смазка трущихся деталей долота; уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины; уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря образованию на них плотной глинистой корки. Применяемая при бурении нефтяных и газовых скважин прямая схе- ма промывки заключается в принудительной подаче по колонне бурильных труб к забою скважины жидкого или газожидкостного очистного агента. От забоя очистной агент по кольцевому каналу между бурильными трубами и стенками скважины (или обсадной колонны) движется к устью скважины. При этом продукты разрушения забоя (шлам) выносятся на поверхность. Сбор и очистка отработанного бурового раствора, приготовление но- вых его порций и закачка очищенного раствора в скважину обеспечивается циркуляционной системой буровой установки (рис. 3.47). Очистка промывочной жидкости осуществляется как за счет естест- венного выпадения частиц породы в желобах 2 и емкостях 6, так и принуди- тельно в механических устройствах (виброситах 3, гидроциклонах 4). Ис- пользованный буровой раствор из устья скважины 1 через систему желобов 2 поступает на расположенную наклонно и вибрирующую сетку вибросита 3. При этом жидкая часть раствора свободно проходит через ячейки сетки, а частицы шлама удерживаются на сетке и под воздействием вибрации ска- тываются под уклон. Для дальнейшей очистки буровой раствор с помощью шламового насоса 5 прокачивается через гидроциклоны 4. За счет тангенци- ального ввода происходит вращение исходной пульпы в цилиндре гидро- циклона. При этом более тяжелые и крупные твердые частицы, поступаю- щие с исходной пульпой, отбрасываются центробежной силой на внутрен- нюю поверхность цилиндра и увлекаются вращающимся нисходящим пото- ком вниз. Под действием радиальной составляющей потока (от стенок к центру) легкие и мелкие зерна уносятся во внутреннюю зону. Часть опус- кающегося вниз пристенного вихревого потока в нижней зоне конуса пово- рачивается вверх, формируя слив. В гидроциклонах удается отделить час- тицы породы размером до 10…20 мкм. 221 Окончательная очистка раствора от мельчайших взвешенных частиц породы производится в емкости 6 (правой на рис. 3.47) с помощью химиче- ских реагентов, под действием которых очень мелкие частицы как бы сли- паются, после чего выпадают в осадок. Очищенный буровой раствор буровыми насосами 7 по нагнетатель- ному трубопроводу 8 вновь подается в скважину. По мере необходимости в систему вводится дополнительное количество заранее приготовленного но- вого раствора, хранящегося в на буровой в цистернах. В настоящее время при бурении скважин в устойчивых породах ши- роко используется техническая вода; в слабоустойчивых породах и других сложных геологических условиях применяют глинистые и специальные растворы; в поглощающих горизонтах – аэрированные жидкости; в сухих разрезах, при отсутствии водопроявлений, - сжатый воздух, природный газ и другие газообразные агенты. Вода как пресная, так и минерализованная, в том числе морская, мо- жет с успехом применяться при проходке устойчивых и не размывающихся пород в условиях, когда пластовое давление нефтегазоносных горизонтов не превышает гидростатическое при данной глубине скважины. Применение воды наиболее целесообразно при бурении гидромони- торными и алмазными долотами, использовании забойных двигателей, при Рис. 3.47. Принципиальная схема циркуляционной системы 222 вскрытии продуктивных водоносных горизонтов, если в последнем случае нельзя применить газообразные агенты. Глинистые растворы, в зависимости от состава и способа приготов- ления, помимо очистки забоя, выноса шлама и охлаждения инструмента обеспечивают: закрепление стенок скважины в результате образования тон- кой глинистой корки, поддерживаемой избыточным гидростатическим дав- лением столба раствора в скважине; предупреждение оседания шлама на за- бой при прекращении циркуляции вследствие быстрого превращения рас- твора из золя в гель (структурообразование); противодавление на высокона- порные горизонты, устраняющее выбросы нефти, газа и воды, достигаемое повышением плотности раствора за счет введения в него тонко измельчен- ных минералов-утяжелителей; смазку шарошечных долот, бурильных и об- садных труб, уменьшение их износа; устранение потерь циркуляции в по- ристых и трещиноватых породах и др. Для приготовления глинистых растворов используют распространен- ные в природе осадочные горные породы – глины, представляющие собой смесь минералов, основными среди которых являются монтмориллонит, ил- лит (гидрослюда), каолинит и др. Различают глинистые растворы на пре- сной воде и минерализованные. Их подразделяют также на малоглинистые, с нормальной концентрацией глины и утяжеленные. Растворы на нефтяной основе применяют для повышения отдачи нефтеносных пластов при вскрытии и гидравлическом разрыве, а также в неустойчивых глинисто-соленосных отложениях. Для приготовления этих растворов используют сырую нефть и дизельное топливо. Для увеличения плотности и придания структурных свойств в качестве твердой фазы ис- пользуют измельченный битум, добавляют негашеную известь. Солевые растворы приготавливают на пресной технической воде рас- творением в ней NaCl, реже CaCl 2 , иногда других солей и применяют при бурении в отложениях солей, сильно засоленных глин и в многолетних мерзлотах. Газообразные очистные агенты начали использовать с начала 50-х годов ХХ столетия для вскрытия продуктивных горизонтов, при бурении по необводненным или мерзлым породам, а также в безводных районах и в ус- ловиях потерь циркуляции. Используются сжатый воздух, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, азот. Аэрированная жидкость (смесь воды или раствора с воздухом или газом), позволяющая в широких пределах регулировать плотность и гидро- статическое давление, получила наиболее эффективное применение как на- дежное средство предупреждения осложнений из-за потерь циркуляции в самых неблагоприятных условиях. Аэрация промывочной жидкости может выполняться механическими способами: с помощью смесителя при одно- временной работе насосов и компрессоров; без компрессоров с помощью струйного насоса эжекционного типа, засасывающего атмосферный воздух. 223 Существует также химический способ аэрации – за счет обработки исходной жидкости на приеме насосов пенообразующими поверхностно ак- тивными веществами. Пена находит применение как разновидность промывочных агентов. Важным достоинством пены являются малый расход воды, высокая транс- портирующая и удерживающая способность, отсутствие потерь циркуляции в поглощающих породах за счет прочности структуры, смазывающее дейст- вие, и в тоже время высокая охлаждающая способность в силу эффекта ис- парительного охлаждения. 3.2.4. Производственный цикл строительства скважины Производственный цикл строи- тельства скважины – это совокупность рабочих процессов, производимых в определенном порядке в соответствии с правилами сооружения скважин. Основные элементы цикла приведены на рис. 3.48. Подготовительные работы выполняются до начала вышкомон- тажных работ. Специальная подгото- вительная бригада прокладывает к месту сооружения буровой трубопро- воды, линии электропередачи и связи, доставляет материалы, изготавливает блочные основания и планирует пло- щадку под буровую. В исключитель- ных случаях фундаменты под обору- дование сооружает вышкомонтажная бригада. После возведения фундаментов и доставки элементов буровой уста- новки на место заложения скважины приступают к монтажу металлической вышки. После окончания и частично во время монтажа вышки монтируют оборудование. Этими работами занимается буровая бригада, в обязанности которой входят: оснастка талевой системы; установка ротора; оснащение буровой элементами малой механизации; обкатка дизелей и проверка буро- вого оборудования; приготовление промывочной жидкости и бурение шур- фа под ведущую трубу. Около насосов размещаются емкости для промы- вочной жидкости. От устья скважины к приемной емкости насоса монтиру- ют циркуляционную систему, состоящую из желобов, имеющих небольшой Рис. 3.48. Производственный цикл сооружения скважины 224 уклон и несколько поворотов, а также гидравлические и механические очи- стители промывочной жидкости (вибросита, гидроциклоны и др.). Безотносительно к способу разрушения горных пород собственно процесс бурения скважины включает ряд операций: спуск бурильных труб (колонн) с породоразрушающим инструментов в скважину; разрушение по- роды забоя; вынос разрушенной породы из скважины; подъем бурильных труб из скважины для замены сработавшегося разрушающего инструмента и повторения операций. При достижении определенной глубины производят крепление стенок скважины обсадными трубами с последующим цементированием простран- ства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пла- стов). К операциям технологического характера, которые не участвуют в непосредственной проводке скважины, но также являются обязательными, относятся: предупреждение и ликвидация осложнений и аварий; подготови- тельно-заключительные работы, связанные с проведением геофизических исследований в скважине; профилактический ремонт бурового оборудова- ния и механизмов. Испытания и исследования скважины включают работы, связанные: с измерениями пространственного положения ствола скважины; испытаниями на приток воды, нефти, газа; проведением исследований для изучения гео- логического разреза скважины электротехническими, магнитными, акусти- ческими, радиоактивными и другими методами. В том случае, если все рабочие операции выполняются одной и той же бригадой, то они являются последовательными. При этом, как правило, подготовительные и монтажно-демонтажные работы выполняются специа- лизированными монтажными бригадами, имеющимися в структуре управ- лений буровыми работами. Что касается испытаний и исследований сква- жин, то этими работами занимаются отдельные геофизические отряды. Процесс бурения. Бурильная колонна (через ведущую трубу) получает вращение от ротора. Во время бурения происходит непрерывный спуск (по- дача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части (в виде требуемой осевой нагрузки) передавалась на долото. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После углуб- ления скважины на длину ведущей трубы необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливается промывка. Далее бурильная колонна поднимается из сква- жины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивается на роторе. Затем ведущая труба отвинчивается от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускается в шурф, который представляет собой допол- нительную слегка наклонную скважину глубиной 15…16 м, располагаемую в углу буровой. После этого, на предварительно отсоединенный от вертлюга 225 крюк с помощью элеватора подвешивается заранее подготовленная труба. После свинчивания этой трубы с колонной бурильных труб, раскрепляется клиновой захват, колонна опускается в скважину и на уровне замка вновь подвешивается на роторе. Подъемный крюк снова соединяется с вертлюгом и поднимается вместе с ведущей трубой из шурфа. Ведущая труба соединя- ется с колонной бурильных труб. Раскрепляется клиновой захват, колонна снимается с ротора, и после включения бурового насоса, долото осторожно доводится до забоя. После этого бурение продолжается. При бурении долото изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, подни- мается на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивается на роторе, отсоединяется ведущая труба от колонны и спускается с вертлюгом в шурф. Затем бурильная колонна поднимается на высоту, равную длине бурильной свечи и с помощью клиновых захватов подвешивается на роторе. Свеча от- соединяется от колонны, и нижний конец ее устанавливается на специаль- ную площадку – подсвечник, а верхний заводится в специальный крон- штейн. В такой последовательности поднимаются из скважины все свечи. После этого заменяется долото и начинается спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильной ко- лонны из скважины. 3.3. Краткая характеристика промыслового освоения нефтяных и газовых месторождений. Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и механических при- месей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным трубопроводам нельзя. Во-первых, вода – это балласт, перекачка которого приводит к непроизводительным за- тратам. Во вторых - при совместном течении нефти, газа и воды имеют ме- сто значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы механических примесей – абразивный износ оборудования. Поэтому, прежде чем попасть к потребителю (нефте- и газоперераба- тывающим заводам), извлекаемая из скважины нефть проходит сложную многокомпонентную обработку на нефтяных промыслах (рис. 3.49), пред- ставляющих собой технологический комплекс для добычи и сбора нефти на месторождении, а также обработки продукции скважин (нефти, нефтяного газа, пластовой воды) с целью подготовки нефти к дальнейшему транспор- тированию. 226 Структурная схема сбора и подготовки продукции скважин на неф- тяном промысле приведена на рис. 3.50. Продукция скважин по трубопроводу поступает на групповую замер- ную установку (ГЗУ), где по каждой скважине периодически замеряют ко- личество поступаю- щей из нее нефти, определяют содержа- ние в последней воды и нефтяного газа (по замерам подсчиты- вают суточный дебит каждой скважины по нефти и по газу). За- тем нефть направля- ется на центральный пункт сбора нефти, газа и воды (ЦПС). При значительной удаленности ГЗУ от ЦПС нефть поступает вначале на дожимную насосную станцию (ДНС), предназна- ченную для создания дополнительного на- пора в системе внут- рипромыслового транспорта. Кроме того, здесь осуществляется первая ступень сепарации нефти, где выделяется до 90% растворенного нефтяного газа. После ДНС частично разгазированная нефть и газ поступают на ЦПС. В случае близко- го расположения ГЗУ и ЦПС первая ступень сепарации нефти осуществля- ется непосредственно на ЦПС, где производится сбор и промысловая обра- ботка продукции нефтяных скважин. В состав ЦПС входят установки подготовки нефти, очистки пласто- вых вод, осушки и очистки газа, резервуарные парки, насосные станции, га- зокомпрессорные станции, система технологических трубопроводов, фа- кельная система, объекты энерго - и водоснабжения и др Продукция скважин по внутрипромысловым нефтегазосборным тру- бопроводам поступает к установке подготовки нефти, где обеспечивается сепарация, обезвоживание и обессоливание нефти, после чего нефть пере- качивается в товарные резервуары или на головные сооружения магист- рального нефтепровода. Вода, выделенная из нефти при ее обезвоживании и Рис. 3.49. Внешний вид нефтяного промысла 227 обессоливании, направляется на установки по очистке воды, где остаточное содержание в ней нефти и механических примесей снижается до 50 мг/л. За- тем вода подается к кустовым насосным станциям, с помощью которых за- качивается в продуктивный горизонт для поддержания пластового давле- ния. Осушенный нефтяной газ поступает на прием компрессорной станции, откуда направляется на газоперерабатывающий завод. Природный газ, поступающий из скважины, также как и нефть не яв- ляется чистой продукций и содержит примеси твердых частиц (песок, ока- лина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев серо- водород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, устьевой арматуры и компрессорного оборудова- ния, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов – снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть се- чение труб. Весьма вредной примесью является сероводород. При его содержа- нии большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. Кроме то- го, в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сер- нистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, ар- матуры и оборудования. Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а так- же приводит к коррозии оборудования. Рис. 3.50. Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле 228 Для очистки газа от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа предназначен газовый промы- сел, представляющий собой технологический комплекс, для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и конденсата (смесь жидких углеводородов, выделяющаяся из природного газа) с целью подго- товки их к дальнейшему транспортированию. Добыча газа на промысле обеспечивается фондом эксплуатационных скважин, число которых определяются запасами газа, строением и количе- ством продуктивных горизонтов, размерами и конфигурацией залежи. На площади месторождения скважины располагаются отдельными объектами или кустами из 2-5 скважин. Контроль разработки месторождения осущест- вляется на газовом промысле с помощью наблюдательных скважин. Промысловая подготовка газа и конденсата осуществляется с помо- щью технологического оборудования сборного пункта, основу которого со- ставляют адсорбционные колонны для извлечения кислых компонентов (Н 2 S и СО 2 ), и других примесей поглощением их адсорбентом (активный уголь, силикагель и др.), а также сепараторы для очистки газа от механиче- ских примесей. |