Система циркуляции бурения скважин

05.09.2019

Системы циркуляции предназначены для закачивания и выкачивания из скважины бурового раствора, который хранится в резервуарах, расположенных на поверхности рядом с буровой установкой (см. рис. 16.23). В резервуарах буровой раствор перемешивается с помощью лопастей, насаженных на вал. Такая конструкция называется мешалкой бурового раствора. Другой вариант перемешивания — с помощью реактивной струи под высоким давлением (струйный перемешиватель).

Буровые насосы — мощные насосы, приводимые в действие первичными двигателями. Они выкачивают буровой раствор из резервуара с помощью насосных поршней в цилиндрах, Буровые насосы могут быть двух- и трехцилиндровыми. В двухцилиндровом, насосе используются поршни двойного действия, которые перемещают раствор как во время прямого, так и во время обратного хода. В трехцилиндровом насосе имеются три поршня одностороннего действия, перекачивающие раствор только в течение прямого хода.

Выходя из насосов, раствор протекает по длинной резиновой трубке, называемой шлангом для подачи бурового раствора, и наконец попадает в вертлюг. Затем он перемещается вниз по полой вращающейся буровой колонне и выходит на дне скважины из отверстий в буровом долоте. Отверстия, называемые промывочными насадками, расположены между каждой из пар шарошек (см. рис. 16.16). В случае алмазного долота буровой раствор протекает сквозь него по желобам (промывочным каналам), которые расположены на лицевой стороне долота, и между алмазами (см. рис. 16.19). Буровой раствор вбирает в себя обломки пород (буровой шлам) и поднимается вверх по скважине в затрубном пространстве между вращающейся буровой колонной и стенками скважины.

В верхней части скважины поднявшийся буровой раствор сквозь противовыбросовые превенторы проходит по трубопроводу возврата бурового раствора, затем попадает на вибрационные сита, которые представляют собой тканевое полотно, закрепленное в стальной раме. Вибрационные сита устанавливают на резервуарах для бурового раствора, они предназначены для отделения крупных кусков бурового шлама. Сита бывают либо с одним, либо с двумя фильтрами. В двухситном фильтре одно сито предназначено для более крупных обломков, другое — для мелких. Сита наклонены на 10° относительно горизонтали, для того чтобы обломки под действием вибрации скатывались вниз в запасной амбар для бурового раствора. Буровой раствор проходит также сквозь другие приспособления для удаления твердой фазы, например гидроциклонные пескоотделители или ситогидро-циклонные илоотделители (см. рис. 16.24), которые отделяют твердую фазу посредством центрифугирования раствора. Наконец, буровой раствор возвращается в резервуары, откуда снова перекачивается в скважину.

Высота резервуаров для бурового раствора составляет 6 фут. (2 м), ширина — 8 фут. (2,5 м), длина — обычно 26 фут. (8 м), они могут состоять из двух, трех, четырех и более секций. Стандартный резервуар оснащен специальной секцией, куда раствор поступает после очистки от бурового шлама (отделительный резервуар). Далее раствор попадает в накопительный резервуар, оттуда — в расходный резервуар, из которого его выкачивают буровые насосы. На отделительном резервуаре имеется газосепаратор бурового раствора. Он служит для удаления всех газов, которые могли быть растворены в буровом растворе под землей.

Вблизи резервуаров для бурового раствора, но в стороне от буровой установки располагается обширный запасной амбар (см. рис. 16.23). Здесь хранится отработанный буровой раствор, который может быть использован повторно, а также буровой шлам из вибрационных сит.

Буровой раствор как таковой представляет собой смесь глины с водой (на водной основе), с нефтепродуктом (на углеводородной основе), со смесью нефти и воды (эмульсионный раствор). В качестве основы также берут смесь синтетического органического вещества с водой (синтетический буровой раствор). Обычно используется пресная вода, но иногда и соленая. Буровой раствор на углеводородной основе может содержать дизельное топливо, минеральное или синтетическое масло и рассол. Он обладает великолепными смазывающими свойствами, что очень важно при протекании через буровое долото, и при этом никак не влияет на пласты пород, в которых проводится бурение. Однако он довольно дорого стоит, плохо утилизируется после окончания бурения и может быть горючим. Эмульсионный раствор содержит 8—12% масла в воде и сочетает достоинства растворов на водной и углеводородной основе. Синтетический раствор обладает положительными свойствами нефтяного раствора, при этом его утилизация представляет меньше проблем.

Обычный буровой раствор приготавливают из пресной воды и бентонита. Бентонит — это особый сорт глины, образующий коллоидный раствор, т. е. глина может находиться в воде во взвешенном состоянии в течение длительного времени после окончания перемешивания. Добавляя бентонит, вязкость бурового раствора можно повышать, а разбавляя водой — понижать. Также вводятся различные вещества (добавки), благодаря которым раствор приобретает дополнительные свойства. Набор добавок в буровой раствор для конкретной ситуации называется пакетом. Тяжелый буровой раствор, необходимый для создания более высокого давления в скважине, получают добавлением веществ с высокой плотностью, называемых утяжелителями, например барита (BaSO4) или галенита (PbS).

Другие добавки в буровой раствор включают:

• агенты, регулирующие щелочность и уровень pH;

• бактерицидные добавки;

• пеногасители;

• эмульсификаторы;

• флокулянты;

• понизители фильтрации;

• вспенивающие агенты;

• ингибиторы гидратации сланцев;

• поверхностно-активные вещества;

• разбавители;

• материалы для борьбы с поглощением раствора.

Глину и добавки доставляют на буровую в сухой таре, они хранятся на складе материалов. Их можно добавить в резервуары бурового раствора через смесительный бункер.

Важной характеристикой бурового раствора является плотность. Плотность пресной воды составляет 1 кг/куб. дм, плотность стандартного бентонитного бурового раствора — от 1,05 до 1,2 кг/куб. дм. Утяжеленный буровой раствор, предназначенный для повышения давления на дне скважины, может иметь плотность от 1,75 до 2,35 кг/куб. дм.

Периодическими замерами показателей плотности, вязкости и других свойств бурового раствора в процессе бурения обычно занимается ответственный за поставку бурового раствора, сотрудник компании-поставщика либо технолог по буровым растворам.

Для определения вязкости (сопротивления текучести) бурового раствора используется воронка Марша (см. рис. 16.25). Вязкость раствора вычисляется на основании времени (в секундах), которое уходит на протекание раствора сквозь воронку. В лабораторных условиях для определения вязкости и предельного статического напряжения сдвига (прочности геля) бурового раствора используется специальный прибор — вискозиметр. Прочность геля — это способность бурового раствора удерживать в себе взвешенные твердые частицы. Фильтрационные свойства бурового раствора исследуют, пропуская раствор сквозь фильтр на фильтр-прессе. При этом измеряют толщину и консистенцию глинистой корки на фильтре, количество прошедшей через фильтр жидкости (фильтрата), pH (щелочности), а также определяют содержание твердой фазы бурового раствора.
Система циркуляции бурения скважин

Циркулирующий в скважине буровой раствор выполняет несколько задач. Он способствует продолжению бурения, удаляя буровой шлам со дна скважины. Если шлам не удалять, бурение приходилось бы останавливать через каждые несколько метров для очистки забитого обломками породы дна скважины. Именно так и приходится поступать при канатном бурении. Протекающий через долото буровой раствор счищает шлам с зубцов долота, а также охлаждает и смазывает его. При бурении особо мягких пород размывающее действие бьющей из долота струи бурового раствора помогает помогает процессу.

Еще одна функция бурового раствора — регулирование давления в скважине и предотвращение выбросов. На дне скважины действуют две силы, составляющие давление флюидов. Давление в порах породы (пластовое и гидростатическое) выдавливает флюиды из породы в скважину (см. рис. 16.26). Давление, вызванное массой заполняющего скважину бурового раствора, вдавливает флюиды обратно. Ситуация, когда давление флюидов подземных пород выше, чем давление бурового раствора, называется бурением с отрицательным дифференциальным давлением; она может привести к тому, что вода, газ и нефть будут выходить из породы в скважину. Это, в свою очередь, повлечет за собой оседание стенок скважины и потерю оборудования, В некоторых случаях может произойти неконтролируемый мощный выброс флюидов на поверхность.

Для регулирования гидростатического давления обычно массу бурового раствора увеличивают до таких значений, чтобы она создавала давление, превышающее давление флюидов, содержащихся в глубинных породах (положительное дифференциальное давление). При этом некоторая часть бурового раствора в процессе бурения попадает в окружающие породы, которые действуют как фильтр. Твердые частицы оседают на стенках скважины, образуя по мере вдавливания жидкости в породу глинистую корку. Твердость корки очень высока, она стабилизирует стенки скважины и предотвращает попадание в скважину флюидов.

После того как скважина пробурена, буровой раствор больше не используют, и поэтому необходима его утилизация.

Если его основой является вода, то раствор можно применить в качестве удобрения на окружающей территории (утилизация раствора). Для растворов на основе соленой воды, углеводородов и эмульсии требуется транспортировка к месту утилизации. При бурении на морской буровой платформе буровой раствор доставляют на берег на барже.

Клапан ведущей бурильной трубы (см. рис. 16.27) расположен либо над ведущей бурильной трубой, либо под ней. Он позволяет буровому раствору циркулировать по буровой колонне, однако для предотвращения попадания флюидов на поверхность его закрывают с помощью ручного шестиугольного ключа в процессе наращивания буровой колонны, чтобы буровой раствор не выплескивался из трубы.

Противовыбросовые превенторы используются для блокировки верхней части скважины, их привинчивают (монтируют) наверху скважины под полом буровой установки (см, рис. 16.28). Вертикально расположенный блок противовыбросовых превенторов состоит из набора трубных плашек и одного превентора.

Глухие плашки — это два крупных стальных блока, которые могут перекрыть скважину. Они используются только тогда, когда буровой колонны в скважине нет, так как их поверхности плоские. Трубные плашки также представляют собой два крупных стальных фрагмента, они замыкаются вокруг трубы, к ним имеются вставки для соответствия (по размеру) определенному типу труб, Плашки со сменными вставками могут применяться для труб разного диаметра. И на глухих, и на трубных плашках и плашках со сменными вставками соприкасающиеся металлические поверхности защищены резиновым покрытием для снижения износа и улучшения изоляции. Срезающие плашки применяются для разрезания трубы поперек и моментального перекрывания скважины. Используются они преимущественно при морском бурении.

Универсальный противовыбросовый превентор изготавливают из синтетического каучука, он имеет тороидальную форму и стальные ребра, составляющие металлический каркас. Его можно сжимать поршнями таким образом, чтобы подходил под оборудование любой формы и размера. Он находится в цилиндре на самом верху блока превенторов, и именно его закрывают первым. Если это не действует, устанавливают плашки.

В стандартный блок противовыбросовых превенторов входит универсальный превентор на самом верху с одной или более плашками под ним. Между плашками и универсальным превентором устанавливают буровую катушку — устройство в форме барабана, позволяющее присоединять к блоку линию глушения и штуцерную линию.

Энергия, необходимая для запуска противовыбросовых превенторов, подается пневматически из аккумуляторов — цилиндров, закрепленных на рамах рядом с буровой установкой, В цилиндрах находится рабочая жидкость и газообразный азот. Питающие насосы поддерживают постоянное давление в цилиндрах, поэтому противовыбросовые превенторы могут быть активированы даже при отключенных первичных двигателях. Один пульт управления противовыбросовыми превенторами находится на полу буровой установки, другой — на безопасном расстоянии от установки. На пульте расположены специальные рычаги, позволяющие активировать только единичные плашки или только универсальный превентор.

Блоки противовыбросовых превенторов изготавливаются по стандартам Американского нефтяного института и должны соответствовать следующим характеристикам: рабочему давлению, внутреннему диаметру, типам устанавливаемых плашек и универсального превентора. Рабочее давление — это максимальное давление, при котором оборудование может функционировать. Чем глубже бурится скважина, тем более высокими должны быть показатели рабочего давления устанавливаемых противовыбросовых превенторов. Рабочее давление изменяется от 2000 до 15 тыс. psi (140—1050 кг/куб. см). Блок превенторов размещают на основании — стальной раме, на которой устанавливают деррик над поверхностью земли и таким образом освобождают пространство. Местом размещении блока также может служить устьевая шахта скважины.

Штуцерный манифольд — это комплекс трубопроводов, автоматических клапанов, датчиков и штуцеров, расположенный на поверхности земли недалеко от буровой установки. Штуцерная линия соединяет его с выходом блока противовыбросовых превенторов. Штуцерный манифольд предназначен для переориентации потока со скважины на запасной амбар, яму для сжигания, резервуары для бурового раствора, а также оборудование для кондиционирования бурового раствора. Он также используется для сброса повышенного давления в скважине после запуска блока превенторов и для циркуляции в скважине утяжеленного бурового раствора по линии глушения скважины, Управление всеми этими процессами осуществляют с панели управления на полу буровой установки.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна