Режим работы песко- и илоотделителя: давление на входе в пескоотделитель должно быть не менее 2,4 атм, а в илоотделитель - не менее 3 атм. При этом давлении обеспечивается необходимая пропускная способность гидроциклонов. При меньшем давлении резко падает очистная способность установок и возрастают потери раствора. Давление более 3,5 атм также недопустимо, так как при этом возрастает расход раствора через гидроциклоны, ухудшается очистка и увеличивается абразивный износ гидроциклонов.

Как следует из описания принципа действия гидроциклонов, наиболее характерными признаками нормальной работы гидроциклонов являются подсос воздуха через песковые насадки и выброс шлама из песковых насадков в радиальном направлении в виде «зонтика».

В постоянно очищаемом растворе содержится, как правило, весьма небольшое количество частиц, подлежащих отделению в гидроциклонах.

Порядок пуска, остановки и обслуживание песко- и илоотделителей:

· Пуск и остановка - запустить насос. Проверить давление на нагнетательной линии. Остановка: выключить насос, промыть водой отвод пульпы. При длительной остановке насосов в зимнее время закрыть задвижку на всасывающей линии насоса и слить остатки раствора из насоса и трубопроводов.

· Обслуживание - при значительной течи через сальник насоса подтянуть грундбуксу. При полной затяжке грундбуксы заменить сальниковую набивку.

· Контроль за работой песко- и илоотделителей - контроль осуществляется как визуально, так и путем измерений. Для измерений необходимы манометр на входе в коллектор и ареометр.

Под песковыми насадками песко- и илоотделителей иногда устанавливают вибросита с мелкоячеистыми сетками. Опыт эксплуатации таких установок показывает их высокую эффективность.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью гидроциклона отечественного производства

Очистка промывочных жидкостей от выбуренных частиц горной породы (шлама) гидравлическим способом осуществляется в гидроциклонах и центрифугах. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачивании через него жидкости.

Гидорциклоны являются экономически эффективным средством борьбы с выбуренной породой, прошедшей через вибросита в неутяжеленных буровых растворах. Так как они не имеют движущихся частей, то они достаточно надежны при правильном использовании оборудованием. Гидроциклон - это общее название данного типа оборудования, по размеру отбираемой твердой фазы они делятся на пескоотделители, илоотделители и микроклоны.

Принцип работы гидроциклона: раствор попадает под давлением во входной патрубок по касательной к стенкам цилиндра, создавая, таким образом, спиральное движение жидкости. По мере продвижения раствора по спирали вниз по конической секции центробежные силы оттесняют твердую фазу к стенкам. По мере сужения конуса все большие слои жидкости вовлекаются в поток по направлению вверх из-за создающегося вакуума внутри гидроциклона по принципу Торнадо. Твердая фаза определенной массы, достигая низа конуса, не может подняться наверх из-за действующих на нее сил инерции и отделяется от основной массы раствора. Максимальный износ, как правило, образуется в нижней части конуса, где скорость частиц максимальна. «Сбалансированные» гидроциклоны имеют небольшой выброс раствора через нижнюю насадку, если частицы слишком малы, чтобы быть удалены из раствора, то и раствор не должен выходить из насадок, т.е. при работе на воде не должно быть утечек через насадки. «Не сбалансированные» гидроциклоны будут выбрасывать раствор без признаков присутствия твердой фазы в растворе.

Степень (глубина) очистки промывочной жидкости и производительность (пропускная способность) гидроциклона зависят от размеров устройства, угла конусности, диаметра входного патрубка и давления жидкости на входе в гидроциклон, площади полезного сечения выходного патрубка и размеров сменных насадок.

Илоотделитель гидроциклонный ИГ 45М предназначен для очистки неутяжелённого бурового раствора от частиц выбуренной породы при бурении нефтяных и газовых скважин.

Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов.

Таблица 5.3 - Технические характеристики илоотделителя ИГ45М

Пропускная способность, м3/с
Наименьший размер частиц плотностью 2,6x103 кг/м3, удаляемых на 95% и более при работе на буровом растворе плотностью 1,1x103-1,2x103 кг/м3, мм	0,05
Диапазон регулирования диаметра пескового отверстия, мм	20-12
Рабочее давление перед гидроциклонами, МПа	0,3±0,05
Количество гидроциклонов, шт.	6
Габаритные размеры, мм, не более	1730x520x1200
Масса, кг, не более	203

Гидроциклон ГЦК-360 (пескоотделитель)

Гидроциклон ГЦК-360 предназначен для очистки бурового раствора от песковых фракций при бурении нефтяных и газовых скважин.

Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов. Гидроциклон поставляется в собранном виде с комплектом сменных песковых насадок.

Таблица 5.4 - Технические характеристики пескоотделителя ГЦК-360

Производительность, л/с	45
Наименьшая величина частиц, отделяемых на 50% от раствора, условной вязкостью 20 с, мм	0,05
Габаритные размеры, мм	1690x665x540
Масса, кг, не более	345

Диаметр конуса является основным фактором, определяющим пропускную способность гидроциклона. Более крупные гидроциклоны имеют большую пропускную способность и, как правило, меньшую эффективность отделения твердой фазы.

Для подачи раствора на гидроциклоны используются центробежные насосы, т.к. они обеспечивают постоянный напор при заданной подаче.

Чем меньше диаметр используемых насадок, тем меньшее количество твердых частиц достаточной массы будет отделено от раствора - отделяемая пульпа будет суше в ущерб эффективности работы. Форма пульпы дает хорошее представление об эффективности работы гидроциклона.

Выход пульпы зонтиком характерен для нормально работающего гидроциклона, при этом присутствует небольшой вакуумный эффект в центре насадки.

К преимуществам гидроциклонов относятся их простота и отсутствие подвижных частей. Недостатками являются узкий диапазон оптимальных режимов работы для каждого типоразмера гидроциклона и невозможность надежной сепарации частиц размером менее 40 мкм. Кроме того, при очистке высоковязких промывочных жидкостей нередко приходится разбавлять раствор водой или очищенным раствором перед вводом его в гидроциклон. Соотношение воды и раствора может доходить до 0,5:1. Степень очистки повышается, но в целом качество раствора ухудшается и требуются дополнительные меры по его восстановлению.

В общем случае количество пескоотделителей и илоотделителей должно обеспечивать производительность в пределах 120-150% от производительности буровых насосов. Для более эффективной работы гидроциклонов, сброс очищенного раствора должен производиться в следующую емкость или хотя бы в другой конец емкости.

При сетках 200 меш, установленных на виброситах, необходимость использования пескоотделителя отпадает, если имеется возможность перетока в ёмкость илоотделителя. Чем меньше используются центробежные насосы, тем медленнее происходит диспергирование частиц.

В практике бурения скважин применяют одновременно по нескольку гидроциклонов, объединенных в батареи.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью гидроциклона зарубежного производства

Из конструкций зарубежного производства наибольшую известность приобрели гидроциклоны песко- и илоотделители фирмы «Swaco», изготавливающего и производящего сборку очистного оборудования.

Пескоотделители фирмы «Swaco» используются для удаления из буровых промывочных жидкостей песка и абразивных частиц выбуренной породы размером до 50 мкм. Пескоотделители выпускаются блоками из 1 сдвоенных 12-дюймовых циклонов. Производительность блока составляет 3185 дм³/мин. Сменные насадки различных диаметров позволяют варьировать степень (глубину) очистки в широком диапазоне. В конструкции пескоотделителя традиционно для фирмы «Swaco» используется угол конусности 20°, что позволяет значительно снизить потери промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой. Кроме спаренных фирмой, выпускаются блоки пескоотделителей, состоящие из одного и трех циклонов с диапазоном производительности от 1900 до 5700 дм³/мин. Наиболее эффективными признаны пескоотделители «Swaco» модели 212.

Илоотделители [PDF] фирмой «Swaco» поставляются смонтированными на раме в различном исполнении с производительностью по исходному продукту (буровой промывочной жидкости) от 140 до 340 м³/ч. Используются для удаления в основном частиц ила размером 20 мкм и более. Уникальная конструкция сдвоенного циклона илоотделителя «Swaco» состоит из двух 4-дюймовых (101,6 мм) полиуретановых циклонов, устанавливаемых как единый блок.

Конструкция полиуретановых циклонов илоотделителя имеет угол конусности 20° по сравнению с типичным углом 15° на большинстве аналогичных установок, что обеспечивает существенное снижение потерь буровой промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой. Компоновка илоотделителей осуществляется попарно - по два 4-дюймовых полиуретановых циклона на каждый выход. В результате этого производительность на 40-50% выше, а потери жидкости меньше, чем у других сопоставимых одиночных 4-дюймовых циклонов. Используется несколько модификаций илоотделителей, отличающихся количеством пар циклонов, что обусловливает различие их производительности (таблица 5.5).

Таблица 5.5 - Технические параметры различных модификаций илоотделителя «Swaco»

Модель	Количество циклонов	Размеры рамы илоотделителя, мм	Высота, м	Вес, кг	Мощность, м3/ч
4Т4	8	1320	760	1,42	308	140
6Е4	12	1680			314	210
8Т4	16	2030			387	270
10Т4	20	2400	810	1,53	521	340

Анализ гидроциклонов зарубежного и отечественного производства

Рассмотрев основные характеристики гидроциклонов отечественного и зарубежного производства можно сделать вывод:

Гидроциклоны зарубежного производства с технико-экономической и технико-технологической точки зрения выгодно отличаются от образцов отечественного производства.

§ наиболее качественной очисткой бурового раствора,

§ пропускной способностью,

§ более малым расходом электроэнергии,

§ снижение износа оборудования системы очистки,

§ Сменные насадки различных диаметров позволяют варьировать степень очистки в широком диапазоне.

5.4 Очистка буровых растворов с помощью центрифуг

Система очистки буровых растворов на базе центрифуги предназначена для глубокой очистки утяжелённых и неутяжелённых растворов от выбуренной породы при бурении нефтяных, газовых и других скважин. Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок.

Эффективные системы очистки буровых растворов, включающие современные вибросита и центрифуги, за счет изменения режимов работы, позволяют поддерживать определенную глубину очистки бурового раствора и содержания общей, а также активной твердой фазы в нем, тем самым регулируют технологические свойства бурового раствора и оказывают первостепенное влияние на скорость бурения и экономические показатели бурения скважин.

Вместе с тем, потребительские свойства центрифуги также определяются такими понятиями как безотказность, износостойкость, простота в работе и обслуживании.

Центрифуга предназначена для очистки буровых растворов от выбуренной породы.

При поступлении бурового раствора в центрифугу под действием центробежных сил происходит разделение его на сгущенную твердую фазу (шлам) и очищенный раствор. Разделение бурового раствора в центрифуге происходит непрерывно, при этом очищенный раствор возвращается в циркуляционную систему, а шлам выводится в шламосборник.

Центрифуга включает в себя ротор 1 (рис. 5.3) цилиндроконической формы, расположенной горизонтально. Опорами ротора служат коренные подшипники 2, корпуса которых укреплены на станине 3. Вращение ротора осуществляется от электродвигателя посредством клиноременной передачи.

Внутри ротора соосно расположен шнек 4, предназначенный для транспортирования осадка твердой фазы к выгрузочным окнам ротора. Шнек вращается в ту же сторону, что и ротор, но с меньшей скоростью. Разность в скорости вращения необходима для принудительного перемещения осадка внутренней поверхности ротора. Вращение шнеку сообщается ротором через планетарный редуктор 5. Через полые цапфы ротора и шнека проходит питающая труба 6, по которой буровой раствор подводится во внутреннюю полость барабана шнека и далее через отверстия в обечайке шнека в ротор. Твердая фаза осаждается на стенке ротора и транспортируется к выгрузочным окнам, расположенным у меньшего диаметра ротора, а фугат движется к большому диаметру ротора и через сливные окна сбрасывается в приемный отсек кожуха центрифуги. Радиус слива регулируется поворотом кольца на цапфе ротора, частично закрывающим сливные отверстия. Для отключения электродвигателя при перегрузке редуктора в центрифуге предусмотрен механизм блокировки редуктора.



Рисунок 5.3 - центрифуга

Подготовка к работе

Перед пуском центрифуги необходимо:

· - проверить наличие масла в редукторе центрифуги, отвернув пробку редуктора. Уровень масла должен быть на 20… 30 мм ниже внутренней поверхности заливного отверстия;

· - проверить исправность механизма блокировки редуктора, для чего необходимо поворотом рычага редуктора опрокинуть рычаг механизма блокировки, при этом рычаг последнего должен повернуться на 90°, и нажать на ролик конечного выключателя до его срабатывания;

· - убедиться в отсутствии осадка в роторе, для чего необходимо вручную провернуть ротор;

· - убедиться, что 2 винта дренажных отверстий на большой цапфе ротора завинчены до упора.

Порядок работы

· Произвести пуск электродвигателя привода центрифуги.

· Подать воду в центрифугу. Через 5-10 мин. подачу воды прекратить, включить насос и подать раствор на разделение.

· При остановке глиноотделителя прекращают подачу раствора и подают воду в ротор для промывки. После промывки ротора в течение 5-10 мин. отключают электродвигатель привода центрифуги.

Гидравлический метод очистки бурового раствора с помощью центрифуги отечественного производства марки ОГШ-50

Центрифуги появились в нефтяной промышленности в 50-х годах прошлого века и на сегодняшний день являются наиболее дорогим механическим устройством, позволяющим удалять твердую фазу почти коллоидного размера.

Центрифугальная установка типа ОГШ-50 предназначена для очистки от выбуренной породы буровых растворов и буровых сточных вод.

Рисунок 5.4 - центрифуга ОГШ-50

В состав центрифугальной установки входит осадительная горизонтальная центрифуга со шнековой выгрузкой обезвоженного осадка, шкаф силовой с сигнализацией, маслостанция, пост управления и ЗИП, расположенный во внутренних нишах установки.

Буровой раствор поступает через фильтр (7) по трубе питания (8) на разгонный конус шнека и через загрузочные окна (6) во внутреннюю полость вращающегося ротора (1). Под воздействием центробежной силы частицы твердой фазы осаждаются на внутренней поверхности ротора и удаляются шнеком (3) в шахту выгрузки осадка. Очищенный буровой раствор (буровая сточная вода) стекают через окна в стенке ротора в шахту фугата.

Цилиндроконический ротор выполнен из конструкционной легированной стали повышенной коррозионной стойкости, выгрузочные окна ротора (5) защищены керамикой. Высокий фактор разделения в сочетании с конструктивными особенностями ротора позволяет удалять частицы с граничным зерном разделения до 6 мкм. Транспортирование выделенной в роторе твердой фазы осуществляется шнеком, спираль которого, загрузочные окна и разгонный конус защищены от абразивного износа керамикой. Благодаря конструкции трубы питания и шнека буровой раствор может подаваться в разные точки по длине шнека, что позволяет изменять длину зоны осаждения частиц в роторе и, как следствие, регулировать глубину очистки бурового раствора, а также значительно увеличить пропускную способность центрифуги (до 50 м³/час по воде).

Привод ротора центрифуги осуществляется от асинхронного электродвигателя через клиноременную передачу. Изменение частоты вращения ротора осуществляется перестановкой двух ремней на многоступенчатых шкивах (4). Четыре скорости вращения ротора выбраны из опыта наиболее эффективного использования центрифуги при очистке бурового раствора. Одна из модификаций центрифугальной установки ОГШ-462Л оснащается шкафом управления с плавным частотным регулированием оборотов электродвигателя. Шкаф управления с плавным частотным регулированием оснащается автономной системой «климат-контроля» по температуре и влажности воздуха внутри шкафа, и при необходимости дополнительной системой стабилизации входного напряжения электросети в диапазоне от 320 до 450 В.

Привод шнека центрифуги осуществляется в режиме «номинальный» через двухступенчатый планетарный редуктор (2), встроенный в ротор между коренных опор, что существенно повышает безопасность эксплуатации центрифуги в целом. Привод шнека регулируется переключением дополнительного электродвигателя на режим «ускоренный» или «замедленный», что позволяет увеличить транспортную способность шнека при очистке бурового раствора с высоким содержанием твердой фазы (бурение меловых отложений, выделение барита и т.п.), либо наоборот увеличить качество очистки, медленно выгружая осадок (работа совместно с блоком химического усиления и др. режимы).

Ротор, шнек и другие вращающиеся элементы центрифуги динамически отбалансированы. Конструкция центрифуги позволяет, при необходимости, осуществлять динамическую балансировку узлов в условиях эксплуатации.

Техническое описание

При работе центрифугальной установки ОГШ-50 контролируется фактическая нагрузка электродвигателей приводов ротора и дополнительного привода шнека (в случае его использования), температура подшипников коренных опор. Предусмотрены автоматические защиты электродвигателей и редуктора от перегрузок.

Для улучшения условий монтажа и эксплуатации все центрифугальные установки оснащены:

· амортизаторами с регулируемыми опорами, что позволяет оперативно выставить центрифугальную установку в горизонтальной плоскости при проведении монтажа, либо при просадке основания под центрифугой в весенне-осенний период эксплуатации;

· сборником очищенного бурового раствора с выходами в трех направлениях в зависимости от монтажной схемы принятой у Заказчика;

· двойным днищем нижнего кожуха, что позволяет осуществить дополнительный автономный подогрев паром центрифугальной установки при отрицательных температурах окружающего воздуха;

· входным фильтром, установленным перед трубой питания и защищающим внутренние полости центрифуги от посторонних крупных предметов. Осмотр и очистка фильтра проходит без демонтажа входных трубопроводов.

Таблица 5.6 - Технические характеристики центрифуги ОГШ-50

Диаметр ротора внутренний, мм	460
Отношение длины ротора к внутреннему диаметру	2,51
Частота вращения ротора, макс., об/мин	2600
Индекс производительности, м2	1632
Эксплуатационный диапазон частоты вращения ротора, об/мин	1370…2400
Относительная частота вращения шнека, макс., об/мин	43
Номинальная мощность электродвигателя привода, кВт	30
Номинальная мощность электродвигателя дополнительного привода, кВт	7,5
Масса установки (без ЗИП), кг, не более	3200
Масса комплекта ЗИП (брутто), кг	250
Габаритные размеры установки, мм, не более
длина	2820
ширина	1900
высота	1100
Вертикальная динамическая нагрузка на строительные конструкции, Н, не более	130

Таблица 5.7 - Технологические характеристики центрифуги ОГШ-50

Производительность, м3/ч
при очистке бурового раствора (плотностью до 1,24 г./см3)	до 25
при выделении утяжелителя (барита) из бурового раствора плотностью до 2 г/см3	до 10
Пропускная способность при проверке на воде, м3/ч	до 50

Таблица 5.8 - Показатели надежности центрифуги ОГШ-50

Средняя наработка на отказ, ч, не менее	2500
Средний ресурс до капитального ремонта, ч, не менее	5000

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	3600	22,6
Средняя скорость	2500	36,0
Высокопроизводительный режим	1900	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%.

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 позволяет решить 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 0-100 м возможны обвалы и поглощения. Начиная с глубины 100 м, залегают устойчивые породы. Конструкция скважины: направление 324Ч40, кондуктор 245Ч350, эксплуатационная колонна 146Ч1637 м.

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 ц=110. Смещение А=197 м.

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

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

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

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=1213,5 м

5) Радиус второго участка R₁ определю исходя из интенсивности набора угла искривления. Для набора принимаю кривой переводник с углом изгиба г_и =2°, который обеспечивает интенсивность набора угла искривления на 10 м проходки Дб₁₀=1,6°.

Тогда R₁=573/ Дб₁₀=358 м, и с учетом увеличения на 10% R₁=394 м.

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

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

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

д) горизонтальная проекция третьего участка:

е) длина второго участка:

ж) длина третьего участка:

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

и) проверка расчетов:

Величина ошибки меньше точности измерений инклинометром (Дб<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 100-914 м. 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 914-973 м. 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 973-1536 м. 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 1536-1637 м. 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 50 кг. 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, 60 кг. 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.).

8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот (и колонковых снарядов)

8.1 Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости х_п = 0,48 м/с.

С учетом этой скорости находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама:

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя скважины от шлама по формуле (11).

Q₂ = (0,35…. 0,5) р/4 · 0,2159² = 0,013…. 0,018 м³/с.

В скважине промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,024 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы

Q₀ = 0,024 м³/с ? max {Q₁ = 0,01 м³/с; Q₂ = 0.018 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине, правилом безопасности.

По формуле 4.4.



найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в данной скважине, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

8.2 Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8.

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,024 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 160 мм. При этом подача насосов составит

Q = 0,8 · 1,0 · 0,0208 = 0,033 м³/с > 0,024 м³/с.

В дальнейших расчетах принимаем расход Q = 0,033 м³/с.

8.3 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1536-1637 м, пробуренного в скважине долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д=195 кН и частоте его вращения n_д=60 об/мин. В скважине были отработаны долота 215,9 СЗ-ГАУ, 215,9 ТЗ-ГАУ.

Согласно исходным данным задания или информации и взятой из карточек отработки долот определим в интервале среднее арифметические значения на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки по формулам:

Долото 215,9 СЗГАУ-R53

Найдем адаптационные коэффициенты по формулам (8.1) и (8.2):

(8.1)

(8.2)

Долото 215,9 ТЗГАУ-R11

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот:

(8.3)

При этой нагрузке частота вращения долот не должна превышать значения, найденного по формуле (8.4):

(8.4)

Примем следующие значения постоянных в формуле С_в = 125 руб./ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 694 руб. (215,9 С3ГАУ), С_д = 668 руб. (215,9 Т3ГАУ), t_в=0,9 ч. Величины этих постоянных лучше выписать из проектно-сметной документации конкретного бурового предприятия.

С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С:

Долото 215,9 С3ГАУ:



При наиболее эффективных параметрах режима бурения Р_д = 200 кН и n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

Долото 215,9 Т3ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах Р_д = 200 кН и n = 49 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом 215,9 Т3ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1536-1637 м.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Типы долот для интервала одинаковой буримости

Интервал одинаковой буримости, м	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели работы долота	Рациональный тип долота
		Рд, кН	nд, об/мин	tб, ч	хм, м/ч	с, руб./м
1576-1637	215,9С3ГАУ 215,9Т3ГАУ	200 200	49 49	27,3 22	1,84 2,17	8070 11530	215,9С3ГАУ

9. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

9.1 Проектирование бурильной колонны

Выбираем диаметр УБТ, расположенных над долотом. По формуле (9.1)

окончательно d_убт = 0,165 м., согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,127 м.

Для обеспечения планового перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам должно выполняться условие.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Примем коэффициент л₁ = 1, т.к. УБТ одноразмерная

л - эмпирический коэффициент

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 195 кН:

Окончательно принимаем ?_убт = 150 м, т.е. 6 свечей по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (9.2)

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

?_кнбк = 150 м.

9.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т - 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (х_д ? 80 м/с) определим по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент б = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (9.3):

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ? = 400 м, вычислим по формуле (9.4):



Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (9.4)

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (9.5):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (9.6), считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле (9.7):

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (9.8):

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (9.8):

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (9.9):

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (у₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (9.10):

что превышает допустимый коэффициент n_д = 1,5.

Выбираем трубы для 1-й секции колонны: ТБПВ-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (9.11):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (9.12):

Проверим по формуле (9.13) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

Крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм. Для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127. Для свинчивания замков определяем необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм; ТБПВ-127х9Е-22,3кНм.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - показатели расчета колонны бурильных труб на статическую прочность

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Тип труб	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е
Интервал расположения ступеней (секций), м	1487-1637	1237-1487	0-1237
Длина секции (ступеней), м	150	250	1237
Нарастающий вес колонны, кН	185	244	595,7

10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

10.1 Выбор реагентов для химической обработки промывочной жидкости

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции. Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко- и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

В состав бурового раствора, применяемого при бурении продуктивного интервала будут входить следующие компоненты:

1. В качестве дисперсной фазы используется вода;

2. Глина.

3. Кальцинированная сода (Na₂CO₃). Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Ca²⁺ и регулирование рН.

4. Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

10.2 Приготовление и регулирование свойств промывочной жидкости

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.



Рисунок 10.1 - Простейшая схема приготовления бурового раствора

Приготовление раствора с использованием наиболее простой технологической схемы (рисунок 10.1) осуществляется следующим образом. В емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлически перемешивателями 9, заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20-30 м³) и с помощью центробежного или поршневого насоса 2 (обычно один из подпорных насосов) по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжек-торный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируют шиберной заслонкой (затвором) 8, а значение вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

В практике используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости циркуляционной системы (ЦС), механических и гидравлических перемешивателеи, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, различающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Наиболее широко применяется БПР-70, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой два цельнометаллических бункера, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами, резинотканевыми гофрированными рукавами и воздушными фильтрами. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме стойках. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

Принцип действия БПР состоит в следующем (рисунок 10.2). Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора. Поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированной шланг.

Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае е патрубок закрыт пробкой.

Рисунок 10.2 - Блок приготовления бурового раствора

1- Силос, 2-фильтр, 3-загрузочная труба, 4-разгрузочное устройство, 5-система аэрирования, 6-аэродорожка, 7-подводящий шланг, 8-гидросмеситель, 9-емкость ЦС

10.3 Выбор числа вибросит

Выбор сит зависит от гранулометрического состава шлама, которые следует определить опытным путем по результатам ситового анализа пробы глинистого раствора, выходящего из скважины. В любом случае следует применить сетки, обеспечивающие удаление из раствора частиц, содержание которых в растворе велико. Сопоставим подачу бурового раствора насосами пропускной способностью сетки. Необходимо использовать два параллельно работающих вибросита. Наименьший размер удаленных частиц выбуренной породы составит 160 мкм. На вибросите удаляются частицы крупнее 80-150 мкм. Пропускная способность вибросит должна быть больше подачи буровых насосов. На буровой целесообразно установить не менее 2-х вибросит.