ВВЕДЕНИЕ
Во время бурения ствола скважины происходит интенсивное разрушение горной породы, которая в свою очередь загрязняет призабойную зону. Для промывки забоя и выноса шлама на поверхность применяют промывочные жидкости способные удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии.
С углублением ствола скважины происходит постоянное насыщение бурового раствора выбуренной породой, что в свою очередь ведет к ухудшению его физико-механических свойств, снижает выносную способность раствора.
Постоянное накопление шлама в растворе ведет к увеличению плотности и высокому содержанию твердой фазы. Абразивные частицы, находясь в растворе при циркуляции, ведут к разрушению оборудования. Высокое содержание твердой фазы уменьшает механическую скорость бурения, а высокая плотность приводит к интенсивным поглощениям бурового раствора, что может привести к аварии.
Для регулирования содержания твердой фазы и уменьшения плотности бурового раствора можно использовать следующие способы:
• разбавление раствора водой
• замещение части бурового раствора более легким
• осаждение частиц шлама в отстойниках
• очистка с помощью механических средств
Наиболее эффективным является способ очистки буровых растворов с помощью оборудования для очистки буровых растворов. Очистка позволяет снизить влияние выбуренной породы на свойства раствора и как следствие сохранить его качество. Для этого применяют ряд механических средств, позволяющих сократить время взаимодействия и количество частиц в буровом растворе. Набор технических средств для очистки бурового раствора подбирается исходя из условий бурения скважин и поставленных задач.
В данной курсовой работе будут рассмотрены различные способы и схемы очистки буровых растворов, а так же приведено устройство и характеристики оборудования, применяемого для очистки буровых растворов.
I. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Общие сведения о буровых растворах
Буровой раствор - сложная многокомпонентная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.
Использование буровых растворов для бурения скважин предложено впервые в 1833 году французским инженером Фовеллем, который, наблюдая операцию канатного бурения, при которой аппарат бурения наткнулся на воду, заметил, что фонтанирующая вода очень эффективно удаляет буровой шлам из скважины. Он изобрёл аппарат, в котором предполагалось закачивать воду под буровую штангу, откуда буровой шлам вымывался водой на поверхность между буровой штангой и стволом скважины. Принцип остался неизменным до сих пор.
Буровой раствор является комплексной дисперсной системой, состоящей из нескольких компонентов. Данная система объединяет суспензионные, эмульсионные и аэрированные жидкости, которые используются в целях промывки скважин в процессе бурения.
На нефтяных и газовых скважинах функцию промывочных жидкостей выполняют агенты, различные по составу (рис.1):
- на водной основе (глинистые и неглинистые растворы, естественные буровые растворы, техническая вода);
- на углеводородной основе;
- на основе эмульсий;
- газообразные;
- аэрированные.
Буровой раствор готовится на поверхности, после чего подается в буровую область колонны. После завершения процесса бурения, буровой раствор может оставаться в буровой колонне, либо откачиваться из нее.
Рис.1. Классификация буровых растворов по составу дисперсионной среды
Основной функцией бурового раствора является вынос вырубленной породы из ствола и забоя, а также очищение скважины и забоя с целью предотвращения износа оборудования.
Эффективность процесса удаления шлама зависит от следующих факторов:
удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора;
скорость циркуляции раствора в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильной трубой.
Удаление частиц породы возможно в случае, если скорость восходящего потока выше скорости осаждения данных частиц. Скорость осаждения частиц в спокойном растворе зависит от размеров и форм частиц, а также разницы удельных весов раствора и частиц. Поэтому, в случаях, когда мощности бурового насоса недостаточно, для обеспечения оптимальной скорости потока, следует увеличить вязкость вещества для улучшения качества очистки оборудования и скважины в допустимых пределах.
Для предотвращения усталостного режима разрушения забоя применяют гидромониторные насадки на долоте. Значительно влияет на процесс показатель фильтрации раствора: чем выше данный показатель, тем выше механическая скорость потока.
Второй важной функцией бурового раствора является смазка и охлаждение стенок скважины, долот и бурильных труб. В процессе бурения возникают значительные силы трения, которые смягчаются благодаря участию в процессе промывочной жидкости. Происходит смазка оборудования и скважины, а благодаря высокой теплоемкости бурового раствора обеспечивается охлаждение.
Стоит также отметить функцию поддержания частиц во взвешенном состоянии после прекращения процесса циркуляции. Во взвешенном состоянии удерживаются частицы выбуренной породы и утяжелителя, что позволяет избежать прихватов бурильного инструмента.
Помимо этого, буровой раствор:
компенсирует пластовое давление;
формирует фильтрационную корку на стенках скважины, укрепляя таким образом неустойчивые отложения. Уменьшает воздействие фильтрата бурового раствора на породы разобщением разбуриваемых пластов и открытого ствола;
удерживает выбуренную породу во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции;
передаёт гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;
предупреждает осыпи, обвалы и др.;
обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов;
обеспечивает антикоррозионное действие на буровой инструмент;
предотвращает возможность возникновения осложнений при бурении (дифференциальный прихват, поглощения, нефтегазопроявления и т. п.);
обеспечивает информацией о геологическом разрезе.
|
Скачать 1.57 Mb.