Режим роботи цих центрифуг регулюють подачею розчину на обробку, ступенем його розбавлення водою, частотою обертання ротора.
Проте у зв'язку з високою вартістю і складністю технічного обслуговування центрифугу не завжди доцільно застосовувати. Вигідніше і простіше використовувати гідроциклонні апарати. Суть роботи такого апарату в режимі регенерації обважнювача полягає у тому, що розбавлений водою буровий розчин поступає по тангенціальному введенню в гідроциклон, у відцентровому полі якого відбувається відділення бариту від розчину.
Баритова пульпа повертається в буровий розчин або зливається в спеціальну ємність, а полегшена водоглиниста суміш через верхній злив гідроциклона скидається у відстійник. Вода у відстійнику відділяється від глинистих частинок і може повторно використовуватися для розбавлення нових порцій бурового розчину, що подається на обробку .
Такі апарати, звичайно звані гідроциклонними глиновідділювачем, достатньо ефективні. Вони здатні регенерувати до 80 — 90 % барита при ступені розбавлення бурового розчину, рівної чотирьом. Значне розбавлення розчину водою (співвідношення води: розчин складає 4:1) є головним недоліком гідроциклонних глиновідділювача. Проте вони можуть використовуватися з хорошою економічною ефективністю.
Останніми роками помічається тенденція до використовування для регулювання вмісту і складу твердої фази бурових розчинів спеціальних реагентів — флокулянтів — в поєднанні з відомими і широко вживаними засобами очищення: відстійниками, віброситами і гідроциклонними шламовідділювачами. Принцип дії флокулянтів заснований на тому, що частинки твердої фази під дією цього реагенту агретуються в так звані флокули і перетворюються на порівняно великі за розміром пластівці, які можна видалити за допомогою звичних засобів очищення розчину від шламу.
Флокулянти бувають загальної і селективної дії. Перші флокулюють тверду фазу розчинів незалежно від її природи і дисперсного складу, другі агрегують лише частинки певного розміру.
Технологія триступінчатого очищення(рисунок 6.33)припускає обробку розчину густиною не більш 1,25 г/см3, умовною в'язкістю не більш 45 с. На першому ступені очищення використовуються вібраційні сита СВ-2, СВ-2Б,СВ-2В, ВС-1, на другій — пісковідділювач 1ПГК, ПГ-50, ПГ-90, на третій — муловідділювач ЯРЕМ-45.
Технологія очищення необважненого бурового розчину згідно триступінчатій системі є рядом послідовних операцій, що включають грубе очищення на віброситі і тонке очищення — піско- і муловидділенні — на гідроциклонних шламовідділювачах. Буровий розчин з шламом після виходу з свердловини / піддається на першому ступені грубому очищенню на віброситі 2 і збирається в ємкості 10. Відцентровим насосом 3 розчин подається в батарею гідроциклонів песковідділювача 4, де з розчину віддаляються частинки піску. Очищений від піску розчин поступає через верхній злив в ємність 9, а пісок скидається в шламову комору. З ємкості 9 відцентровим насосом 5 розчин подається для остаточного очищення в батарею гідроциклонів муловідділювачів б. Після відділення частинок мула очищений розчин прямує в приймальну ємність 8 бурового насоса 7, а мул скидається в шламову комору.
| Рисунок 6.33 - Схема триступінчатого очищення необважненого бурового розчину |
Особливістю технології є, по-перше, використовування 25 — 35 % очищеного від піску розчину для розбавлення розчину, що поступає в пісковідділювач; по-друге, для підвищення ефективності роботи муловідділювача подача в нього (минувши пісковідділювач) до 10 % бурового розчину; по-третє, розбавлення (при необхідності) розчину, що поступає в муловідділювач, водою до мінімальної в'язкості, регламентованої геолого-технічним нарядом.
Для ефективного очищення бурового розчину від тонкодисперсних частинок вибуреної породи необхідно підібрати оптимальні параметри роботи вібросит (подачу розчину, число сіток, розмір осередків сітки), гідроциклонних шлам про віддільників (подачу розчину, тиск на вході) і підтримувати мінімально можливими в'язкість і густину бурового розчину.
6.12.3 Очищення бурового розчину від газу
Загазування бурового розчину перешкоджає веденню нормального процесу буріння. По-перше, унаслідок зниження ефективної гідравлічної потужності зменшується швидкість буріння, особливо в м'яких породах; по-друге, виникають осипи, обвали і флюїдопроявлення в результаті зниження ефективної густини бурового розчину (а отже, і гідравлічного тиску на пласти); по-третє, виникає небезпека вибуху або отруєння отруйними пластовими газами (наприклад, сірководнем). Міхури газу перешкоджають видаленню шламу з розчину, тому устаткування для очищення від шламу працює неефективно. Кислі гази, такі як двоокис вуглецю, можуть привести до пониження рН розчину і викликати його флокуляцію.
Зниження гідравлічної потужності унаслідок присутності в розчині газу негативно позначається на всьому процесі буріння.
► Газ в буровому розчині може знаходитися у вільному, рідкому і розчиненому стані. У міру переміщення потоку розчину до устя міхури вільного газу збільшуються в об'ємі в результаті зниження тиску, зливаються один з одним, утворюючи газові пробки, які прориваються в атмосферу. Вільний газ легко віддаляється з розчину в поверхневій циркуляційній системі шляхом перемішування в жолобах, на віброситах, в ємкостях. При стійкому газуванні, наприклад під час буріння при незбалансованому тиску, вільний газ видаляють з бурового розчину за допомогою газового сепаратора.
Міхури газу, які не витягуються з бурового розчину при перепаді тиску між ними і атмосферою, виявляються залученими в буровий розчин і для їх видалення потрібна додаткова енергія.
Повнота дегазації бурового розчину залежить від його густини, кількості твердої фази, в'язкості і міцності структури. Істотну роль виконують також поверхневе натягнення рідини, розмір міхурів і сили взаємного тяжіння.
У зв'язку з високим поверхневим натягненням важко піддаються дегазації бурові розчини на вуглеводневій основі, а також розчини, що містять як регулятор водовіддачі крохмаль.
► Розчини, газовані сірководнем, створюють особливі труднощі при дегазації:
• система дегазації повинна бути вельми ефективною, оскільки при об'ємній концентрації 0,1 % сірководень — небезпечна отрута;
• сірководень вибухонебезпечний навіть при об'ємній концентрації 4,3 % (для порівняння, нижня межа вибуху метану 5 %);
• сірководень розчинимо в бурових розчинах, його розчинність у воді приблизно пропорційна тиску.
Різний ступінь газування бурового розчину вимагає застосування різного устаткування для дегазації. Вільний газ віддаляється достатньо просто. Потік розчину з міжтрубного простору поступає в сепаратора, де газ відділяється від розчину і прямує по відвідній лінії на факел. Вільний газ, що залишився в розчині, віддаляється в атмосферу остаточно на віброситах або в місткості для збору очищеного від шламу розчину.
Рідкі і розчинні гази видалити з розчину важко, оскількигаз входить в міжмолекулярну структуру нафтової фази бурового розчину. Легкі вуглеводні (Q — С5) можна витягнути за допомогою вакуумного дегазатора, а важкі майже неможливо. Виходячи з розчину у вигляді пари, ці гази заподіюють багато неприємностей.
► Звична схема дегазації бурового розчину при інтенсивному надходженні газу (наприклад, при незбалансованому тиску в свердловині) показана на рисунок 6.32. Газорідинний потік з свердловини 2, дійшовши до того, що обертається превентора 3, через регульований штуцер 4 і герметичні маніфольди поступають в газового сепаратора 5, де з розчину виділяється основний об'єм газу. Очищений від вільного газу розчин поступає на вібросито 6 і збирається в першій ємкості циркуляційної системи. Подальше очищення розчину від газу здійснюється за допомогою спеціального апарату-дегазатора 7. Кінцева дегазація відбувається в проміжних ємкостях циркуляційної системи за допомогою механічних перемішувачів.
Газовий сепаратор, використовуваний як перший ступінь очищення бурового розчину від газу (мал. 6.18), є герметичною судиною порівняно великого об'єму, обладнаний системою маніфольдів, клапанів і приладів.
Буровий розчин з свердловини через обертаючий превентор і регульований штуцер по закритому маніфольду поступає по тангенціальному патрубку 4 в порожнину газового сепаратора 5, де швидкість потоку різко знижується. В результаті дії інерційного і гравітаційного полів відбувається інтенсивне виділення з бурового розчину газу, який накопичується у верхній частині сепаратора і відводиться по трубопроводу на факел.
Буровий розчин, очищений від вільного газу, збирається в нижній частині газосепаратора, звідки він подається по лінії 2 для очищення від шламу на вібросито.
Сучасні газові сепаратори, що мають місткість 1—4 м3, розраховані на тиск до 1,6 МПа і встановлюються безпосередньо над першою місткістю циркуляційної системи. Вони обладнуються запобіжним клапаном 6, регулятором рівня бурового розчину типу поплавка 3 і ежекторним пристроєм 11 для продування і очищення сепаратора від шламу, що накопичився .
Ежекторний пристрій працює таким чином. Воду, а в зимовий час пару пропускають через штуцер ежектора, внаслідок чого в патрубку газосепаратора створюється розрідження. При відкритій скидній засувці 10 що скопився на дні газового сепаратора шлам 9 разом з частиною бурового розчину спрямовується в камеру эжекторованого змішувача, підхоплюється потоком води (або пара) і викидається з сепаратора назовні. Після очищення порожнини сепаратора скидну засувку 10 закривають. Для контролю за тиском усередині сепаратора газова частина його порожнини обладнується манометром 4.
В період інтенсивних газопроявів і задушення пластів буровим розчином в процесі газового викиду, коли сепаратор не в змозі забезпечити розділення газорідинного високошвидкісного потоку, потік з свердловини направляють безпосередньо на факел. Проте такі ситуації дуже рідкісні і вважаються аварійними.
Регулятор рівня розчину 3 в порожнині сепаратора призначений для того, щоб виключити попадання газу в зливний патрубок очищеного розчину, оскільки створюються умови для його постійного затопленого стану за допомогою поплавка 8.
Очищений від вільного газу буровий розчин звичайно поступає на вібросито. Проте за наявності в розчині токсичного газу, наприклад сірководню, потік з сепаратора по закритому трубопроводу відразу подається на дегазатор для очищення від газу. В цьому випадку тільки після остаточної дегазації розчин очищають від шламу.
| Рисунок 6.34 - Схема триступінчатого очищення необважненого бурового розчину |
Як друга, а іноді і єдиному ступеню очищення розчину від газу звичайно застосовують дегазатори, які умовно класифікують на наступні типи: по значенню тиску в камері — на вакуумні і атмосферні; за способом подачі газованого бурового розчину в камеру — на гравітаційні, ежекційні і відцентрові. При центробіжний подачі бурового розчину використовують, як правило, відцентрові насоси, що самопродуваються. У вакумних дегазаторах іноді застосовують відцентрові насоси, що самозаповнюються .
Найбільше поширення у вітчизняній і зарубіжній практиці набули вакуумні дегазатори з ежекціонною і відцентровою подачею газованого бурового розчину. Розрідження в порожнині таких дегазаторів створюється вакуумним насосом і ежектором. Газований розчин подається в камеру дегазаторів звичайно за рахунок різниці тиску між атмосферою і камерою, що вакуумується. Це не найефективніший, але дуже надійніший спосіб подачі бурового розчину в дегазатор. Звичайно відцентрові насоси для цієї мети непридатні унаслідок здатності «закриватися» газовими пробками.
Ступінь вакууму в камері дегазаторів — найважливіший технологічний чинник дегазації і визначається не тільки розрідженням в камері ежектора і технічними можливостями вакууму-насос, але і, перш за все, висотою всмоктувальної лінії. Вона повинна бути такою, щоб в камері дегазатора забезпечувався вакуум 0,03 МПа.
Іншим важливим чинником, що впливає на глибину дегазації бурового розчину в дегазаторі, є тривалість знаходження розчину в камері. Чим вище швидкість циркуляції розчину в камері дегазатора, тим менше за час розчин знаходиться в ній і, отже, гірше дегазується. Для поліпшення дегазації необхідно зменшувати швидкість циркуляції бурового розчину. Так, при циркуляції 24 л/с дегазація кожної порції розчину в апараті вакуумного типу триватиме 25 с, а при 48 л/с — близько 12 с. Практично повна дегазація бурового розчину в апаратах вакуумного типу відбувається за 10 — 20 с.
За допомогою газового сепаратора вдається виділяти з бурового розчину десятки кубічних метрів газу в хвилину. В результаті на другий ступінь дегазації — в дегазатор — поступає буровий розчин із змістом газу не більш 20 %. Деякі типи вакуумних дегазаторів забезпечують швидкість витягання газу 0,1—0,25 м³/хв., пропускаючи буровий розчин об'ємом 1—3 м³/хв. У гіршому разі залишковий вміст газу в буровому розчині після обробки в дегазаторі не перевищує 2 %.
Типовим представником дегазаторів вакуумного типу, використовуваних у вітчизняному бурінні, є дегазатор типа ДВС. У зарубіжній практиці поширені вакуумні апарати, що випускаються фірмою «Свако».
Вакуумний дегазатор є двокамерною герметичною ємкістю, вакуум в якій створюється насосом. Камери включаються в роботу по черзі за допомогою золотникового пристрою. Пропускна спроможність дегазатора по розчину досягає 45 л/с; залишковий газовміст в розчині після обробки не перевищує 2 %. Привід вакуумного насоса здійснюється від електродвигуна потужністю 22 кВт.
Відцентрово-вакуумний апарат (ЦВА), або відцентрово-вакуумний дегазатор (рисунок 6.35) складається з циліндрового вертикально встановленого корпусу 1, 2, усередині якого з високою частотою обертається вал 4 з ротором 10, подібним робочому колесу відцентрового насоса із заломленими назад лопатками. Поступаючий в ЦВА газований буровий розчин інтенсивно розбризкується ротором тонким шаром усередині корпуса і дегазується.
| 1,2- частини корпусу; 3 - труба; 4 - вал; 5 - осьова турбіна; 6 - клапан; 7 – пластинчаста деструкція; 8 - вентилятор; 9 - патрубки для відведення газу; 10 - ротор; 11, 12 – підшипники Рисунок 6.35 - Відцентрово-вакуумний дегазатор |
Дегазований розчин перекачується назад в ЦС за допомогою осьового насоса, а газ, що виділився з розчину, відводиться вентилятором 8 по відвідних каналах назовні.
Відцентрово-вакуумний апарат забезпечує не тільки ефективну дегазацію бурових розчинів, але і інтенсивне перемішування вхідних в нього рідких і твердих компонентів.
У використовуваних в зарубіжній практиці атмосферних апаратах дегазація бурового розчину відбувається в результаті турбулізації тонкого плоского потоку. Звичайно розчин в дегазатор такого типу поступає при подачі насоса приблизно 35 л/с, щоб швидкість течії на вході в дегазатор складала приблизно 1 м/с. У камері дегазатора є система похилих плоских перегородок, по яких стікає, періодично завихрюючись, буровий розчин. Товщина шару розчину на перегородках 10— 15 мм, а довжина шляху розчину 3,5 м.
Вітчизняною промисловістю широко використовується вакуумний дегазатор ДВС.
Технологічний процес дегазації бурових розчинів в двокамерних вакуумних дегазаторах відбувається таким чином (рисунок 6.36). Поступаючий з свердловини газований буровий розчин проходить грубе очищення від шламу і газу на вібраційному ситі і потрапляє в першу ємність циркуляційної системи або в спеціальну ємність дегазатора.
Всмоктувальний клапан під дією тиску бурового розчину відкривається, і розчин починає поступати в камеру дегазації. Для забезпечення дегазації бурового розчину достатньо включити вакуумний насос ВВН-2. Оскільки у момент включення клапан-розрядник 5 знаходиться в одному з крайніх положень, то одна з камер дегазації 3 підключена до вакуумного насоса, а друга 3' сполучається з атмосферою. Працюючий вакуумний насос створює в камері 3 розрідженість, тому зливний клапан / закритий під дією атмосферного тиску.
Коли в камері 3 буде досягнуте задане значення вакууму, мембрана золотникового механізму 7, стиснувши пружину і зайнявши нижнє положення, перемістить шток золотника і з'єднає мембранну порожнину всмоктувального клапана 2 з вакуумним ресивером би. Після цього мембрана переміщається вгору, всмоктувальний клапан відкривається, поступаюча в камеру дегазації рідина очищається від газу і збираємося в збірці.
У міру заповнення збірки дегазованою рідиною шток золотника 4 регулятори поплавця переміщається під дією поплавця і системи важелів, і при граничному рівні рідини мембранна порожнина клапана-розрядника виявляється сполученою з вакуумним ресивером. Клапан-розрядник сполучає заповнену камеру 3 з атмосферою, а порожню камеру 3 підключає до вакуумного насоса за допомогою клапана 2. У цей момент дегазований буровий розчин починає виливатися в ємність через зливний клапан /. Одночасно в камері 3' створюється розрідження, і нагнітальний клапан /' закривається. Як тільки камера 3' заповниться буровим розчином, золотник 4' з'єднає мембранну порожнину клапана-розрядника з вакуумним ресівером, і відбудеться наступний цикл перемикання камер.
| 1, Г- зливні клапани; 2, 2' – всмоктувальні клапани; 3, 3' - камери дегазації; 4, 4' - золотники регуляторів рівня; 5 - клапан-розрядник; 6 - вакуумний ресивер; 7 - регулятор вакууму Рисунок 6.36 - Принципова схема двокамерного вакуумного дегазатора |
Залежно від газонасиченості бурові розчини умовно діляться на чотири групи: 1) інтенсивно вспінюється; 2) помірно вспінюється; 3) газовані із стійкою фазою газу; 4) газовані з нестійкою фазою газу. Для кожного розчину рекомендується певне значення вакууму при обробці в дегазаторі:
Група розчину........................ 1 2 3 4
Вакуум, МПа............................. 0,075-0,08 0,05-0,07 0,03-0,07 0,03-0,05
Значення вакууму в дегазаторі регулюють шляхом зміни ступеня стиснення пружини мембрани золотника. Після того, як встановлене необхідне розрідження в камері дегазатора, необхідно відрегулювати його пропускну спроможність за допомогою обмежувальних болтів, що дозволяють змінити хід приймальних клапанів. При згвинчуванні болтів всередину клапанних коробок знижується пропускна спроможність дегазатора. Бажано, щоб пропускна спроможність дегазатора була більше об'єму циркулюючого розчину. В цьому випадку частина дегазованої рідини перетікає з викидного відсіку ємкості в приймальний і над всмоктувальними патрубками приймальних клапанів автоматично встановлюється рівень рідини.
У міру збільшення вакууму пропускна спроможність дегазатора зменшується, тому не слідує без необхідності встановлювати в камерах дегазатора високий ступінь розрідження.
Підвищення ефекту дегазації можна досягти тільки шляхом підвищення значення вакууму в камерах дегазації .
У зв'язку з тим, що збірка рідини дегазатора має постійний об'єм, пропускну спроможність дегазатора можна регулювати тільки при зміні часу повного циклу дегазації (тривалість повного циклу дегазації складається з часу відкачування з камери дегазації і часу всмоктування рідини). Пропускну спроможність дегазатора можна змінювати двома способами: стисненням пружини золотника (зміною вакууму в камері); відкриттям приймального клапана (зміною пропускної спроможності камери дегазації). Обидва способи мають переваги і недоліки, тому вибір способу визначається трудністю дегазації бурового розчину.
Основним контрольованим параметром роботи дегазатора є значення вакууму в камерах. Причиною її зміни можуть бути різного роду неполадки в системі дегазації.
6.12.5 Технологія хімічної обробки бурового розчину
У міру поглиблення стовбура свердловини змінюються геологічні умови розрізу. Це приводить до необхідності зміни деяких параметрів бурового розчину. Якщо необхідно змінити фільтраційні характеристики реологій бурового розчину, то його обробляють різними хімічними реагентами.
Хімічну обробку бурового розчину проводять в процесі промивки свердловини або перед спуском інструменту. У першому випадку хімічні реагенти вводять на початку циркуляційної системи. У другому випадку хімічні реагенти подають в ємність циркуляційної системи.
Попередньо хімічні реагенти або їх суміш готують в спеціальних пристроях: глино- і гідромішалках, блоках хімічної обробки, гідрозмішувачах і ін.
Технологія процесу хімічної обробки включає, як правило, гідравлічні і механічні перемішувачі, підпірні і шламові насоси, а іноді — навіть бурові насоси. При обробці під час циркуляції хімічні реагенти вводять рівномірно протягом одного або двох циклів циркуляції. За відсутності циркуляції буровий розчин обробляють по черзі в кожній ємкості циркуляційної системи.
З метою механізації хімічної обробки бурового розчину створений спеціальний блок хімічної обробки бурового розчину(рис. 6.33). Він складається з баку 1, хімічного насоса 2, гідрозмішувача 6, пристроїв для розриву мішків 4 і 9, маніфольдів. На підставі 5 розміщений резервуар 3 для рідких хімічних реагентів. На другому ярусі розташований майданчик для зберігання затареного в мішки порошкоподібного реагенту.
У нижній частині підстави встановлений хімічний насос 2, який обв'язаний з баком 1 і резервуаром для хімічних реагентів 3. На верхньому майданчику розміщують ежекторний гідрозмішувач 6, біля якого розташований стіл з ножем для розрізання мішків. Такий же стіл змонтований біля хімічного насоса. Гідрозмішувач сполучений трубопроводом 10 з блоком приготування бурового розчину (БПР). Підстава 8 має відкидний борт 7.
Рисунок 6.33 - Блок хімічної обробки бурових розчинів
Блок призначений для приготування рідких хімічних реагентів, перекачування їх з автоцистерн в резервуар, складування мішків з порошкоподібними матеріалами, подачі рідких реагентів в буровий розчин. Рідкі хімічні реагенти готують в баку 1, в який подається вода по трубопроводах. Мішки з порошком розрізають на столі 4 і вміст висипають в бак. В цьому випадку для перемішування використовують комплект хімічного насоса 2. Рідини перемішують не менше 30 хв. Приготований хімічний реагент цим же насосом перекачують в резервуар.
Оброблений буровий розчин з однієї ємкості в іншу перекачують шламовим насосом, а перемішування його до повної гомогенізації здійснюють перемішувачами.
1. Які функції виконує буровий розчин в процесі буріння свердловин ?
2. Які типи бурових розчинів застосовуються для промивання свердловин ?
3. Які розчини називаються колоїдними ?
4. Які розчини називаються суспензіями ?
5. Що слід розуміти під тиксотропією бурового розчину ?
6. Що таке коагуляція бурового розчину ?
7. Які глини застосовуються для приготування глинистих бурових розчинів ?
8. Які показники визначають властивості бурового розчину ?
9. Яка мета хімічної обробки бурових розчинів ?
10. Які хімічні реагенти найбільш широко використовуються для хімічної обробки бурових розчинів ?
11. Яка мета обважнення бурових розчинів ? Які обважнювачі для цього застосовуються ?
12. Як вводяться обважнювачі для обважнення бурового розчину ?
13. Як визначити потрібну кількість обважнювача для обважнення 1м3 бурового розчину ?
14. Як визначається потрібна кількість глинопорошку і води для приготування 1 м3 бурового глинистого розчину ?
15. При яких умовах можна використати воду для промивання свердловин ?
16. Переваги і недоліки води, як бурового розчину.
17. Які є особливості буріння з промиванням свердловини водою ?
18. Які розчини можна одержати із вибуреної породи і при яких умовах ?
19. Що собою являють вапнякові розчини ? При яких умовах буріння вони застосовуються ?
20. Що входить в склад гіпсових розчинів ? При яких умовах буріння вони застосовуються ?
21. Як одержати солестійкі розчини? При яких умовах буріння вони застосовуються ?
22. Які бурові розчини називаються емульсійними ? Їх переваги і умови застосування ?
23. Розчини на нафтовій основі, їх переваги і недоліки. Коли вони застосовуються ?
24. Які бурові розчини називаються інгібуючими ? Як їх одержують і коли вони застосовуються ?
25. При яких умовах застосовується буріння з продуванням свердловини повітрям або газом ? Переваги і недоліки такого буріння.
26. Яке обладнання застосовується при приготуванні бурового розчину на бурових ?
27. За допомогою яких механізмів проводиться очищення бурового розчину від вибуреної породи ?
28. Що таке дегазація бурового розчину? Яке обладнання застосовується для дегазації бурових розчинів ?
29. Які заходи необхідно вжити для охорони природи при використанні бурових розчинів ?
| • Угол переднего конуса • Угол промежуточного конуса • Угол обратного конуса |