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		22,6
Средняя скорость		36,0
Высокопроизводительный режим		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 %.

 

 

5.4.3 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 позволяетрешить 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 0-100м возможны обвалы и поглощения. Начиная с глубины 100м, залегают устойчивые породы. Конструкция скважины: направление 324×40, кондуктор 245×350, эксплуатационная колонна 146×1637м.

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 φ=110. Смещение А=197м.

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

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

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

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=1213,5м

5) Радиус второго участка R₁ определю исходя из интенсивности набора угла искривления. Для набора принимаю кривой переводник с углом изгиба γ_и =2°, который обеспечивает интенсивность набора угла искривления на 10 м проходки Δα₁₀=1,6°.

Тогда R₁=573/ Δα₁₀=358м, и с учетом увеличения на 10% R₁=394м.

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

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

f₁=7,5мм, 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=1116,7м и до середины пласта h­^’₃=Н_и-h₂=1213,5-131,5=1082,2м.

д) горизонтальная проекция третьего участка:

е) длина второго участка:

ж) длина третьего участка:

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

и) проверка расчетов:

Величина ошибки меньше точности измерений инклинометром (Δα<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 100-914м. 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 914-973м. 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 973-1536м. 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.

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

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

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

6) Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов.

7) Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот.

8) Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты.

9) Способ бурения.

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

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

12) Затраты на бурение интервала.

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

В состав бурового раствора, применяемого при бурении интервала 1536-1637м. 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.

3. Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

4. 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 50кг. 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, 60кг. 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.).