Промывка скважин и буровые растворы

Газовый сепаратор, используемый в качестве первой ступени  очистки бурового раствора от газа (рис. 7.18), представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объема, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов.

Буровой раствор  из скважины через вращающийся превентор  и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней

Рис. 7.17. Схема дегазации бурового раствора

 

Рис. 7.18. Схема газового сепаратора

 

части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.

Современные газовые сепараторы, имеющие вместимость 1—4 м³, рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой емкостью циркуляционной системы. Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплав- кого типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама.

Эжекторное  устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар, пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.

В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок 2 очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8.

Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама.

В качестве второй, а иногда и единственной ступени очистки раствора от газа обычно применяют дегазаторы, которые  условно классифицируют на следующие  типы: по величине давления в камере — на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру — на гравитационные, эжекционные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакуумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы.

Наибольшее  распространение в отечественной  и зарубежной практике получили вакуумные  дегазаторы с эжекционной и центробежной подачей газированного бурового раствора. Разрежение в полости таких  дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычно центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности «запираться» газовыми пробками.

Степень вакуума в камере дегазаторов  — наиболее важный технологический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насоса, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа.

Другим  важным фактором, влияющим на глубину  дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппаратах вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с — около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10 — 20 с.

Обычно  с помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. В результате на вторую ступень дегазации — в дегазатор — поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1—0,25 м³/мин, пропуская буровой раствор объемом 1—3 м³/мин. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %.

Типичным  представителем дегазаторов вакуумного типа, используемых в отечественном бурении, является дегазатор типа ДВС.

Вакуумный дегазатор представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой  создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора по раствору достигает 45 л/с, остаточное газосодержание в растворе после обработки не превышает 2 %. Привод вакуумного насоса осуществляется от электродвигателя мощностью 22 кВт.

Центробежно-вакуумный  дегазатор ЦВА (рис. 7.19) состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса 1, 2, внутри которого с высокой частотой вращается вал 4 с ротором 10, подобным рабочему колесу

Рис. 7.19. Центробежно-вакуумный дегазатор  ЦВА:

1, 2 — части корпуса; 3 — труба; 4 — вал; 5 — осевая турбина; 6 — клапан; 7 — пластинчатый деструктор; 8 — вентилятор; 9 — патрубки для отвода газа; 10 — ротор; 11, 12 — подшипники

 

центробежного насоса с загнутыми назад лопатками. Поступающий в ЦВА газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается  ротором тонким слоем внутри корпуса и дегазируется. Дегазированный раствор перекачивается обратно в ЦС с помощью осевого насоса, а выделившийся из раствора газ отводится вентилятором 8 по отводным каналам наружу.

Центробежно-вакуумный  аппарат типа ЦВА обеспечивает не только эффективную дегазацию буровых  растворов, но и интенсивное перемешивание входящих в него жидких и твердых компонентов (табл. 7.15).

В используемых в зарубежной практике атмосферных  аппаратах дегазация бурового раствора происходит в результате турбулизации тонкого плоского потока. Обычно раствор в дегазатор такого типа поступает при подаче насоса примерно 35 л/с, чтобы скорость течения на входе в дегазатор составляла примерно 1 м/с. В камере дегазатора имеется система наклонных плоских перегородок, по которым стекает, периодически завихря- ясь, буровой раствор (рис. 7.15). Толщина слоя раствора на перегородках 10—15 мм, а длина пути раствора 3,5 м.

Дегазаторы такого типа недостаточно эффективны при использовании растворов  с повышенными значениями плотности, вязкости и СНС. Иссле-

Таблица 7.15

Техническая характеристика ЦВА

Плотность раствора, г/см3		Условная вязкость раствора, с		Содержание газа в растворе, %
до ЦВА	после ЦВА	до ЦВА	после ЦВА	до ЦВА	после ЦВА
1,38	1,42	105	63	9	0
1,36	1,40	100	55	8	0
1,34	1,43	108	59	12	0
1,38	1,40	102	60	5	0
1,39	1,42	97	52	7	0

 

дования показали, что даже при многократной дегазации таких растворов полного  удаления газа из раствора достичь  не удается.

Отечественной промышленностью  широко используется вакуумный дегазатор  ДВС.

7.4.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ  СОДЕРЖАНИЯ И СОСТАВА ТВЕРДОЙ  ФАЗЫ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

Твердые частицы в буровом растворе, как  правило, необходимы, но они всегда существенно затрудняют процесс  бурения скважины. Твердые частицы  в растворе приводят к повышению  его вязкости, увеличению гидравлических сопротивлений, к усиленному износу деталей гидравлического оборудования, в первую очередь буровых насосов, элементов подземного оборудования, бурильных труб и циркуляционной системы, к возрастанию расхода топлива или электроэнергии.

Как показано на рис. 7.21, все это влечет за собой  ухудшение показателей бурения. Так, при изменении содержания твердых частиц от 0 до 14 % время, затрачиваемое на бурение, возрастает в 3 раза.

В этом диапазоне концентраций твердой  фазы каждый 1 % удаленных частиц в среднем эквивалентен увеличению механической скорости бурения на 5 %.

Содержание  и состав твердой фазы в буровом  растворе являются определяющими факторами при регулировании технологических свойств бурового раствора и оказывают первостепенное влияние на скорость бурения и экономические показатели проходки скважины. Поэтому в мировой практике регулированию твердой фазы в буровом растворе, особенно в последние годы, уделяют большое внимание. Для этой цели используют разнообразные приемы, методы, оборудование, даже дорогостоящее и требующее специального обслуживания.

В течение  многих лет в нефтяной промышленности для регулирования содержания и  состава твердой фазы применяли  лишь следующие методы:

Рис. 7.20. Схема атмосферного дегазатора 1 м/с

1) замену  части объема глинистого раствора  водой, баритом и химическими реагентами; это дорогой и малоэффективный метод, так как он позволяет нормализовать состав твердой фазы лишь на некоторое время; 

Рис. 7.21. Зависимость показателей бурения  от содержания твердой фазы в буровом растворе:

1 — затраты энергии на работу долота; 2 — время бурения; 3 — суточная проходка

2. использование различных ингибиторов, позволяющих уменьшить диспергируемость шлама (известь, кальциевые глины и полимеры); период времени между частичными заменами объемов бурового раствора за счет ингибирования удавалось несколько увеличить;
3. применение понизителей вязкости.

Наиболее  заметный прогресс в регулировании  содержания и состава твердой  фазы в буровых растворах был  достигнут, начиная с 50-х годов  прошлого века, в результате применения центрифуг-отстойников. Это оборудование, претерпев значительную модернизацию, используется до настоящего времени. Основным современным аппаратом для выполнения этой технологической операции является центробежный сепаратор, представляющий собой разновидность центрифуг.

Центробежный сепаратор для  буровых растворов (рис. 7.22) представляет собой перфорированный ротор 2, вращающийся внутри корпуса 1. Буровой раствор, поступая в корпус 1, попадает в центробежное поле ротора. Поток раствора приобретает поступательно-вращательное движение,

Рис. 7.22. Схема центробежного сепаратора буровых растворов

 

 

в результате чего происходит разделение твердой фазы по массе. Наиболее массивные частицы  раствора (барит, крупный шлам) оттесняются  к стенкам корпуса сепаратора и перемещаются периферийной частью потока к сливному отверстию 4 корпуса. Жидкая фаза бурового раствора с тонкодисперсными частицами движется внутри ротора и выходит из аппарата через полый вал 3 ротора.

Разделив  буровой раствор на облегченный  и утяжеленную пульпу, оператор получает возможность регулировать их возврат  в циркуляционную систему и подачу в запасные емкости, таким образом осуществляя первичное регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе. Окончательно доводят раствор до кондиции, добавляя в него (при необходимости) свежие порции компонентов.

Поступающий через ввод 5 на обработку в центробежный сепаратор буровой раствор обычно разбавляют водой для того, чтобы уменьшить вязкость и таким образом улучшить условия разделения твердой фазы по массе.

В зарубежной практике бурения скважин для  регулирования содержания и состава твердой фазы широко используются шнековые центрифуги (рис. 7.23). Шнек вращается с определенной скоростью и транспортирует скапливающуюся у стенок корпуса сгущенную пульпу к разгрузочному устройству. Такой тип центрифуги позволяет почти полностью отделять от барита жидкую фазу и поэтому чаще всего используется для регенерации утяжелителя из бурового раствора. Режим работы этих центрифуг регулируют подачей раствора на обработку, степенью его разбавления водой, частотой вращения ротора.

Таким образом, для достижения высоких технико-экономических показателей бурения и оптимальных показателей технологических свойств бурового раствора первостепенное внимание необходимо уделять чистоте раствора, содержанию и составу его твердой фазы. Только при такой постановке работы можно получить максимальную эффективность от используемого оборудования, бурильного инструмента и долот.