Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………….. 3
1.ПРОМЫВКА СКВАЖИН……………………………………………………5
1.1.Промывка скважины…………………………………………………………5
2.МЕРЫ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК…………………...20
2.1.Компоненты БПЖ общего назначения…………………………………….20
2.2.Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин………………………………………………………………………......25
3. ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА………………………………………………………26
3.1.Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки……..….26
3.2.Оборудование для промывки скважин……………………………………..32
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………….…………..…43
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………..….44
ВВЕДЕНИЕ
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа, состоящая из теоретической и практической (расчетной части). Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.
Для добычи нефти тремя основными способами — фонтанным, газлифтным и насосным в настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами.
Удельный вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и газлифтным способами. Однако по количеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и практически весь газ газовых месторождений.
В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.
1. ПРОМЫВКА СКВАЖИН
1.1.Промывка скважин
Промывка скважин — циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.
Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции. При общей прямой циркуляции (рис.) буровой раствор подаётся насосами из ёмкости через гибкий шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем он проходит через гидравлический двигатель и насадки долота, очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой скважины (или обсадной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в систему очистки, где последовательно проходит через желоба, вибросита, отстойники, вспомогательные насосы, гидроциклоны и центрифуги. При бурении в твёрдых непроницаемых породах, в верхних и средних интервалах разреза система очистки упрощается используется меньшее количество очистных агрегатов.
Общая обратная циркуляция применяется в тех случаях, когда очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за недостаточной мощности насосов, увеличенного диаметра скважины, а также при бурении шахтных стволов. При общей обратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной колонной) и бурильными трубами и обогащённый шламом возвращается по бурильным трубам на поверхность к очистным устройствам и насосу. Высокие скорости восходящего потока обеспечивают гидротранспорт керна и вынос тяжёлого шлама. При герметизированном устье циркуляция обеспечивается буровым насосом, нагнетающим промывочный агент в скважину. Основные недостатки общей обратной промывки скважин: невозможность использования забойных двигателей, забивание каналов породоразрушающим инструментом, необходимость герметизации устья скважины, возможность возникновения гидроразрыва пластов из-за высоких давлений. Для снижения недостатков в большинстве случаев для обратной циркуляции используется эрлифт. Для этого в бурильную колонну через трубы малого диаметра (воздушные трубы) по отдельной магистрали нагнетается сжатый воздух, который аэрирует буровой раствор в кольцевом пространстве между воздушной и бурильной трубами и подаёт его через пульпоотводящий тройник и сливной патрубок в отстойник и далее самотёком снова в скважину. В мелких, главным образом водозаборных, скважинах обратная циркуляция осуществляется с помощью вакуумного насоса. Обратная циркуляция по сравнению с прямой характеризуется более высокой скоростью восходящего потока, возможностью увеличения диаметра скважин при надёжной гидровыдаче крупнокусковой разрушенной породы, лучшей очисткой забоя, повышенным выходом керна и возможностью его непрерывной подачи на поверхность.
При наличии в геологическом разрезе сильно поглощающих пластов используется призабойная (местная) циркуляция. Циркуляция бурового раствора осуществляется с помощью погружного насоса с электрическим или механическим приводом, выбуренная порода скапливается в шламоуловителях, включённых в компоновку бурильной колонны.
Комбинированная циркуляция проводится по различным схемам. Для повышения выхода и качества керна используется энергия нагнетаемого с поверхности по колонне бурильных труб промывочного агента, создающего местную, как правило, обратную циркуляцию. При этом применяют пакерные, эжекторные и эрлифтные устройства, а также различные погружные насосы.
При двойной (совмещённой) комбинированной циркуляции, используемой при бурении шахтных стволов, буровой раствор подаётся в ствол скважины самотёком и одновременно в бурильную колонну буровым насосом. При этом бурильная колонна имеет не менее 3 отдельных каналов, по одному из которых раствор подаётся за забой, по второму подаётся сжатый воздух для эрлифта, по третьему поднимается пульпа. Такая промывка обеспечивает качественную очистку забоя и хорошее охлаждение породоразрушающего инструмента. В схеме совмещённой циркуляции в качестве обратного канала может использоваться нижняя часть опережающей скважины малого диаметра, пробуренной на проектную глубину и сбитой у забоя со специальной эрлифтовой скважиной. Для расширения верхней части опережающей скважины применяют турбобуры, работу которых обеспечивает прямая циркуляция промывочного агента. Крупный шлам оседает в забое опережающей скважины, а остальной выносится через эрлифтную скважину. При значительном диаметре форшахты скорость восходящего потока прямой циркуляции в ней резко падает и крупные фракции породы, поднявшиеся с забоя опережающей скважины до форшахты, далее на поверхность подняться не могут. Для их подъёма в форшахте монтируется эрлифт, не совмещённый с колоннами бурильных и обсадных труб опережающей скважины.
При промывке скважин возможны потери промывочного агента за счёт частичного или полного поглощения пластами. Иногда при внезапном вскрытии крупных трещин или каверн наблюдаются катастрофические потери бурового раствора, что обычно заканчивается аварией. Процесс промывки скважин также нарушается при интенсивном поступлении в скважину пластовых вод и при газовых выбросах.
Управление процессом промывки скважин при заданных конструкциях скважины и определённых геолого-технических условиях осуществляется изменением свойств промывочного агента и режима его циркуляции. В общем случае регулируемыми параметрами, определяющими выбор оборудования, служат плотность и реологические свойства промывочного агента; расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего потока; гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте и турбобуре; дифференциальное давление на забое и т.п. См. также Буровой раствор.
Промывка скважин на воду требуется для устранения одной из самых частых проблем при эксплуатации скважины – это засорение её водозаборной части и фильтра мелким илом, т.е. заиливание. Промывка скважин для этого и нужна. Стандартный фильтр в скважине практически не имеет возможности уловить мелкие частички ила, поэтому они со временем просачиваются в скважину и начинают оседать на её дне. Со временем их масса растёт и становится всё больше и больше, происходит уплотнение ила и заполнение большей части скважины. Заказать промывку скважин можно здесь Если скважина используется не постоянно, а сезонно, или же просто простаивала длительное время, то проблема заиливания фильтров становится наиболее актуальной. Другой распространённой причиной скважинного заиливания является засорение её ствола через устье. Если кессон скважины или её устье негерметичны, то в скважину начнут проникать всевозможные загрязнения с поверхности, которые начнут оседать на дне.
Рис. 6.1. Способы промывки скважины
а – прямая; б – обратная; 1 – стенки скважины; 2 – направляющая труба; 4 – сальник; 5 – отвод промывочной жидкости; 6 – крышка; 7 – подача промывочной жидкости; 8 – переходник.
Еще одним верным признаком необходимости в услуге «промывка скважин», является резкое ухудшение состава и качества воды: в ней во множестве появляются мелкие частицы ила и песка, которые оседают на дне ёмкости. Рост таких загрязнений чрезвычайно повышает нагрузку на систему водной очистки.
Нужна промывка скважины? Свяжитесь с нами через форму он-лайн связи на этой странице или позвоните 8(925) 003-835-2, 8 (925) 003- 830-6 для более детальной информации. Мы рады будем Вам помочь.
Итак, если при отстаивании воды из скважины, в ней появляется осадок, а приток воды в устье и ствол скважины резко уменьшился, возникает необходимость в прочистке. Это можно осуществить разными способами: промывка скважины, продувка скважины и ее прокачка.
Технология промывки скважин состоит в том, что в неё постепенно опускается целая колонна труб, которая достигает самого дня, потом через эту систему производится подача воды под большим давлением. Вода разрушает и размывает грязь и слой ила, который к этому времени скопился на дне. При промывке водяной скважины вследствие уже упомянутого высокого давления, грязь с водой устремляется вверх в межтрубном пространстве и фонтанирует наружу. Это и является главным недостатком промывки, так как неконтролируемый грязевой выброс способен серьёзно испачкать всё, что находится неподалёку. Установка, с помощью которой производится промывка скважин, работает по той же схеме, что и пожарная машина, и располагает ограниченным запасом воды. С истощением водного запаса заканчивается и промывка. В конце концов размеры грузовика с установленным на нём механизмом могут просто оказаться слишком большими, чтобы производить промывку скважины в труднодоступном для крупного транспорта месте. Другим вариантом промывки служит прокачка. Прокачка скважины заключается в массированном выкачивании из неё большого количества воды, с содержанием большого количества загрязнений –ила, песка и т.п. Прокачка является самым аккуратным и компактным способом прочистки скважины при наличии заиливания. Установка, предназначенная для прокачки состоит из специального насоса, который может выкачивать загрязненную воду. Простота способа также заключается в том, что при наличии такого насоса с прокачкой скважины можно справиться буквально в одиночку. Рекомендуется в начале работы взболтать воду в скважине, чтобы ил, который слежался на дне, равномернее распределился в воде.
Важным режимным параметром является количество промывочной жидкости, подаваемой на забой для удаления продуктов разрушения пород, охлаждения долота и поддержания стенок скважины в устойчивом состоянии. Промывка забоя скважины оказывает существенное влияние на скорость бурения. При недостаточной промывке снижается не только механическая скорость бурения, но и проходка на долото. В этом случае, если не представляется возможным увеличить интенсивность промывки, переходят на бурение с пониженной осевой нагрузкой (Беликов и др., 1973).
В. С. Федоров (1958) рекомендует определить необходимое количество жидкости из условия:
<2> (0,043 — 0,65). (61)
Минимально допустимый расход промывочной жидкости вычисляют также исходя из минимально допустимой скорости восходящего потока: Яа1а = 0,0785 (-<фг>1п, (62)
где Е>д — диаметр долота; диаметр труб;
минимально допустимая скорость восходящего потока.
Размер бурильных труб выбирают в зависимости от диаметра бурения, причем скорость восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве должна быть не менее 0,8 м/с. Это связано с условиями нормального удаления продуктов разрушения породы из забоя.
Конечные диаметры бурения скважин на воду в зависимости от их целевого назначения, гидрогеологических и других условий колеблются в широких пределах, однако в большинстве случаев от 190 до 269 мм. Расчеты показывают, что относительно маломощные насосы ПГр не обеспечивают в этих условиях достаточно полного и своевременного удаления продуктов разрушения пород с забоя, поэтому механические скорости бурения низкие, часты прихваты бурового снаряда. Бурильные трубы диаметром 73 мм не отвечают указанным требованиям. Во многих организациях с успехом применяют бурильные трубы диаметром 89 и 114 мм, что не только решает проблему нормальной транспортировки шлама и увеличения скорости бурения, но и создает более благоприятные условия работы самих труб в скважине с точки зрения возникающих напряжений в теле этих труб.
Следует также отметить и более благоприятные условия работы насосов за счет снижения рабочего давления при бурении.
Другой путь поддержания нормального шламового режима — использование более мощных насосов типа 9МГР, НБ-40 и др., а также спаренная работа двух, трех или четырех маломощных насосов типа ПГр.
В. Г. Беликов (1973) рекомендует рассчитывать минимальную скорость подъема промывочного раствора упип исходя из допустимого значения концентрации бурового шлама (Хд.ш= УуШ-, где Уб-ш — объем бурового шлама в кольцевом зазоре; Ук — объем кольцевого зазора; Уб!ш =0,05) по следующей формуле:
г*"1"1 = 20v6 А , (63) где Vб — скорость бурения; Ря — площадь забоя, см2; Рк-- площадь кольцевого зазора.
В осложненных условиях допустимое значение концентрации шлама в растворе должно быть снижено до 0,02— 0,03.
Из формулы (63) следует, что увеличение скорости бурения требует более интенсивной промывки. Работами В. Г. Беликова и других авторов (1973) установлен сложный характер движения частиц породы в потоке. При определенных условиях шлам может перемещаться как к стенке скважины, так и к бурильной трубе. Современные теоретические решения по расчету минимально допустимой скорости подъема промывочного раствора не дают удовлетворительной сходимости с данными практики: удаление шлама происходит при значительно меньших значениях скоростей подъема. Это объясняется тем, что вращение колонны труб нарушает структурный режим потока и приводит к развитию зон турбулентного режима.
С целью интенсификации подъема бурового шлама потоком промывочной жидкости Д. Н. Башкатовым, В. Л. Ваксманом, Ю. М. Носовским, В. Н. Меньковским предложена конструкция специальных лопастей-турбу-лизаторов, устанавливаемых через определенные интервалы на бурильных трубах. Наличие лопастей на бурильных трубах способствует увеличению скоростей движения потока в затрубном пространстве и образованию зон турбулентности, что вызывает более интенсивный подъем бурового шлама и повышение скорости бурения. Рассмотрим этот вопрос более подробно. При Наличии наклонной лопасти на бурильной трубе (рис. 49, а) и при ее вращении возникает вертикальная составляющая движения, причем относительная уг, вертикальная и2 и абсолютная ьа скорости потока могут быть определены по формулам:
Угол у характеризует взаимодействие лопасти и промывочной жидкости и зависит от ряда факторов, таких, как окружная скорость (ие=со/?), коэффициент трения потока о лопасть и физические константы потока. Значения у могут быть установлены экспериментально.
Работа насоса обеспечивает подъем потока в затрубном пространстве со скоростью г/2. При этом имеет место сложение скоростей Va и у'г (рис. 49, б). Это приводит к существенному увеличению абсолютной скорости потока юа' и, в свою очередь, к турбуленизации потока в затрубном пространстве. Таким образом, роль лопаток-тур-буленизаторов сводится к увеличению скорости подъема промывочного раствора и созданию зон турбулентности в стволе скважины.
Если на бурильных трубах не устанавливают лопасти-турбуленизаторы, эффект от вращения колонны сказывается в меньшей мере и, помимо геометрических параметров колонны и ствола скважины, зависит от частоты и характера вращения и обращения колонны в стволе скважины. Если вращение бурильных труб происходит вокруг оси скважины, то абсолютную скорость можно определить по формуле:
ла =т/ КУЮ + VI,
(67)
где К\ — коэффициент проскальзывания, К\
со — угловая частота вращения, об/мин; — радиус скважины, м;
и2 — скорость восходящего потока, м/с. При этом Va>•vz. Если вращение бурильных труб происходит ВОКруГ ИХ ОСИ, ТО Е>а>Рг.
При вращении бурильных труб вокруг своей оси и обращении вокруг оси скважины при возможном периодическом переходе на противоположную стенку скважины Va>vz. Критическую скорость, при которой наступает турбулентный режим движения промывочной жидкости, можно приближенно подсчитать по следующей формуле (Беликов, 1973):
(68)
где то — статическое напряжение сдвига раствора;
у — плотность раствора. Из формулы следует, что надо стремиться к тому, чтобы -у «nin. При повышении скорости подъема промы- вочной жидкости до критической выносная способность потока значительно возрастает, что ведет к увеличению скоростей бурения; дальнейшее повышение скорости подъема промывочной жидкости не приводит к сущест- венному росту скорости бурения. Подъем потока в затрубном пространстве может подчиняться различным законам: ламинарному, ламинарному с вихрями, турбу- лентному и турбулентному с завихрениями. Турбулент- ный и турбулентный с завихрениями режимы потока обеспечивают сплошной режим подъема потока, более благоприятные условия для выноса частиц породы раз- личной формы и более высокую среднюю скорость подъ- ема потока, чем при ламинарном режиме. Ламинарный режим имеет место при Re c 1600.
По данным Ю. М. Носовского, увеличение частоты вращения бурильных труб диаметром 73 мм (диаметр скважины 395—490 мм) целесообразно до 100 об/мин. С увеличением диаметра бурильных труб повышается эффект турбулентности. Применение турбулизатора диаметром 280 мм при диаметре скважины 395 мм, частоте вращения 100 об/мин и количестве промывочной жидкости 300 л/мин позволило выносить частицы пород до 10— 15 мм и увеличить механическую скорость бурения в отдельных интервалах до трех раз. В тресте «Востокбур-вод» (Пундиков, Шкиндер, 1972) разработана и успешно применяется конструкция ступенчатого долота лопастного типа (рис. 50). Принцип создания зон турбулентности по длине колонны четко прослеживается и в этой конструкции.
При использовании этих долот в мягких и рыхлых породах скорость бурения увеличивается. Ступенчатое долото лопастного типа получило распространение при бурении под кондуктор. В этом случае бурение ведется с расширением верхнего участка ствола скважины под кондуктор, т. е. двумя забоями. Обычно применяют трехлопастное долото диаметром 243 мм и расширитель со сменными лопастями диаметром 346 мм.
Расширитель устанавливают в интервале 150—300 м, что определяется необходимой глубиной спуска кондуктора. После бурения расширителем на необходимую глубину поднимают инструмент, спускают и цементируют кондуктор, а далее бурят обычным способом.
Бурение ведется с тяжелым низом, в качестве установки используется УБВ-600 с двумя насосами типа 9МГр или БУ-80Бр с двумя насосами БрН-1.
Глубины скважин колеблются от 500 до 1600 м.
При введении в глинистый раствор высокомолекулярных соединений существенным образом изменяются гидравлические характеристики и реологические свойства потока. Исследования, проведенные Б. Л. Гендлером и другими учеными, показали, что введение различных добавок в раствор приводит к более ранней турбуленизации потока и снижению его критической скорости течения в 2—2,5 раза, что, в свою очередь, интенсифицирует очистку забоя и ствола скважины за счет уменьшения застойных зон и выравнивания скоростей потока в затрубном сечении. По данным Б. Л. Гендлера, оптимальными являются следующие добавки для различных нефтей: балахановской 6%, локбатанской 6—8, санга-чальской 8—10, дашгильской 7, чалинской и нефтяных камней 12%. Добавки нефти увеличивают структурно-механические параметры (т и ц) раствора. Для предотвращения этого целесообразно в раствор добавлять ЫаОН в количестве 0,1% объема нефти.
Введение нефти также повышает в некоторой степени гидравлические сопротивления при турбулентном режиме течения. Для предотвращения роста коэффициента гидравлических сопротивлений рекомендуется добавлять в раствор 5%-ный водный раствор нитролигнина в количестве 4% от объема раствора. Для этой цели можно использовать добавки хромпика, петролатума, гипана, СГ, К-4, КИЗП, ГКЖ-П, снижающих коэффициент гидравлических сопротивлений на 10—24%. Наиболее эффективная добавка — это ГКЖ-П, вводимая в раствор в количестве 0,2% от объема.
Применение промывочных жидкостей с большой плотностью повышает сжимающие напряжения в горной породе на забое скважины и, следовательно, приводит к упрочнению горной породы. Скорость бурения и проходка на долото в этом случае снижаются. Более высокие показатели получаются при использовании в качестве очистного агента воздуха или газа.
При бурении в глинистых породах образуются так называемые сальники за счет слипания глинистых частиц. Это приводит к росту крутящего момента и затрудняет своевременное удаление продуктов разрушения породы с забоя.Для удаления выбуренной породы с забоя скважины и транспортировки ее на поверхность создают замкну-тую циркуляцию через скважину технологического (циркуляционного) агента – жидкости или газа. При использовании жидкости технологический процесс ее циркуляции через скважину называется промывкой, а при использовании газа – продувкой. Как правило, применяется промывка скважин. Технологическую жидкость, прокачиваемую через скважину, называют промывочной (ПЖ) или буровым раствором (БР).
Основные функции:
· удалять выбуренную породу с забоя скважины;
· транспортировать выбуренную породу (буровой шлам) на поверхность;
· охлаждать долото.
· передавать гидравлическую энергию забойному двигателю
Дополнительные функции:
· создавать достаточное давление на вскрытые скважиной пласты, чтобы исключить газонефтеводопроявление;
· образовывать на стенках скважины тонкую, но прочную и малопроницаемую фильтрационную корку, предотвращающую проникновение ПЖ или ее фильтрата в породы;
· удерживать во взвешенном состоянии твердую фазу при временном прекращении циркуляции;
· снижать трение между породой и долотом, между стенками скважины и БК;
· снижать вес БК или ОК, находящейся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм БУ.
· облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;
· не ухудшать коллекторские свойства продуктивных пластов;
· не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;
· обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;
· не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;
· обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;
· обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;
· быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.
Большинство БПЖ представляет собой дисперсные системы, которые могут быть подразделены по следующим признакам:
· фазовому состоянию дисперсионной среды;
· природе дисперсионной среды;
· степени дисперсности;
· фазовому состоянию дисперсной фазы;
· методу получения дисперсной фазы;
· природе дисперсной фазы
Соответствующие данной классификации типы БПЖ принято далее подразделять на различные виды в зависимости от степени минерализации дисперсионной среды, вида растворенных в ней неорганических соединений, характера химической обработки, соотношения между водой и углеводородной жидкостью и т.п.
Фаза - часть системы, имеющая одинаковые физические и химические свойства во всех своих точках, отделенная от всех других частей системы поверхностью раздела, причем эти другие части обладают иными физическими и химическими свойствами.
Дисперсная система - раздробленная система, в которой одно вещество раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе.
Вещество, которое диспергировано, называется дисперсной фазой, а среда, в которой это вещество распределено, – дисперсионной средой.
Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными, системы, состоящие из двух и более фаз и имеющие поверхность раздела между фазами, – гетерогенными.
К гомогенным относятся истинные (молекулярные) растворы веществ, к гетерогенным – коллоидные растворы, суспензии, эмульсии, пены.
БПЖ – это многокомпонентные двух- или трехфазные гетерогенные системы.
У гетерогенных систем дисперсионная среда представлена жидкостью (вода, нефть, дизельное топливо, синтетическая жидкость), а дисперсная фаза:
• твердыми частицами глины, утяжелителей, наполнителей (суспензии);
• жидкостью, нерастворимой в дисперсионной среде, например нефтью, дизельным топливом (эмульсии);
• газом (пены и аэрированные жидкости).
Эмульсия - термодинамически неустойчивая дисперсная система, образованные двумя (или более) взаимонерастворимыми или слаборастворимыми друг в друге жидкостями.
Жидкость, являющаяся непрерывной в эмульсии, в составе которой диспергирована другая жидкость в виде мелких глобул, называется дисперсионной (внешней) средой, а диспергированная жидкость - дисперсной (внутренней) фазой.
2.МЕРЫ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
2.1.Компоненты БПЖ общего назначения
1. Дисперсионная среда – вода, углеводороды, синтетические жидкости.
2. Структурообразователи – материалы, придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это гли-на, торф, специальные органические полимеры из класса полисахаридов (в частности биополиме-ры), синтетические полимеры, а для ПЖ на нефтяной основе – органофильные глины и битумы.
3. Регуляторы рН - неорганические вещества: основания (каустическая сода NaOH, известь Са(ОН2); щелочные (карбонат натрия Na2CO3) и кислые (бикарбонат натрия NaHCO3) соли, изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.
4. Понизители фильтрации – вещества, снижающие величину показателя фильтрации ПЖ.
Как правило, это природные и синтетические высокомолекулярные полимеры различной химической природы, н-р:
• гуматные реагенты – углещелочной реагент УЩР;
• лигносульфонаты – конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ;
• полисахариды – крахмал, эфиры целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза КМЦ);
• акриловые полимеры – гидролизованные полиакрилонитрил (гипан), полиакриламид (ГПАА).
5. Разжижители – вещества, снижающие предельную прочность структуры, тиксотропию и повышающие подвижность ПЖ:
а) органические реагенты:
• гуматные – УЩР;
• производные лигнина – нитролигнин;
• лигносульфонаты - ССБ, окзил
б) неорганические реагенты:
• комплексные фосфаты – гексаметафосфат натрия (Na3PO6), тринатрийфосфат Na3PO4, триполифосфат натрия Na5P3O10 и др.
Компоненты БПЖ специального назначения
1. Ингибиторы разупрочнения глинистых пород. Н-р, неорганические электролиты – известь Са(ОН)2, хлориды CaCI2, NaCI, КCI, алюмокалиевые квасцы KAI(SO4)212Н2О, силикат натрия Na2SiO3, гипс CaSO4.
2. Термостабилизирующие добавки. Предотвращают загустевание и улучшают действие разжижителей при высоких температурах (анионные соединения хрома - хроматы и бихроматы натрия или калия Na2CrO4, K2CrO4, Na2Cr2O7 и К2Cr2O7).
Антиоксиданты – вещества, замедляющие термо-окислительную деструкцию полимеров (аромати-ческие амины - анилин, алкилфенолы, аминоспирты (этаноламин).
3. Смазочные добавки. Графит, синтетические и растительные масла.
4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз, обеспечивая качественное вскрытие продуктивных пластов. Используют водораство-римые ПАВ ионогенного типа (анионоактивные) – сульфонол, сульфонатриевые соли сланцевых смол СНС и неионогенные – ОП-10, УФЭ8.
5. Эмульгаторы. Служат для приготовления эмульсионных ПЖ. Большинство реагентов (УЩР, ССБ, КССБ, окзил, крахмал) – хорошие эмульга-торы прямых эмульсий. Применяют также водо-растворимые ПАВ ионогенного типа (сульфонол) и неионогенные ПАВ (ОП-10).
6. Пеногасители. Предназначены для предупреждения и ликвидации вспенивания ПЖ.
Используют: сивушное масло, соапсток, кальциевый мылонафт, полиметилсилоксановые жидкости ПМС, синтетические жирные спирты, окисленный петролатум, стеарат алюминия, резиновая или полиэтиленовая крошка в дизельном топливе (PC и ПЭС).
7. Бактерициды (антисептики). Предотвращают ферментативное разложение реагентов.
Используют вещества неорганические (NaOH, NaCI) и органические (формальдегид, параформальдегид, фенол). При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка. Разберем наиболее используемые способы.Прямая промывка скважины от песчаной пробки – процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.Скоростная прямая промывка – при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.Обратная промывка скважины – процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа – исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть – вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.
Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков – длительность процесса; возможность протирания экс.колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках –поршневые, во всех остальных случаях – автоматические.Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 – 3 метра и вновь ударяют долотом о поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость – в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка. Во избежание образования петель каната или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.
2.2 Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок
Перед промывкой необходимо провести подготовительные работы: проверка наземных сооружений, оборудования и инструмента; выбор и проверка промывочных труб, промывочного насоса; выбор способа помывки, промывочной жидкости; замер глубины забоя.При промывке наклонных и глубоких скважин рекомендуется пользоваться гидравлическим индикатором веса (ГИВ).Промывать фонтанные скважины следует при установленной под вертлюгом центральной (коренной) задвижке ФА и переводной катушке.При использовании бурового раствора или нефти в качестве промывочной жидкости необходима специальная система желобов для циркуляции жидкости, чтобы не допускать ее потери.Перед промывкой скважины всю систему необходимо промыть водой и опрессовать на давление, не менее чем полуторакратное ожидаемое. При промывке скважины водой для большей надежности подавать ее следует из двух самостоятельных источников.
Спуск промывочных труб без восстановления циркуляции следует прекратить, не доводя их конец на 50 – 100 метров до пробки.
После спуска промывочных труб до установленной глубины следует путем наращивания нескольких труб восстанавливать циркуляцию после каждого наращивания, достичь пробки и приступить к промывке.
3. ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА
3.1.Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки
Талевая система, предназначенная для уменьшения натяжения на подвижной ветви каната, навиваемого на барабан лебедки, состоит из кронблока, талевого блока, крюка, талевого каната и направляющего ролика.Талевый канат попеременно огибает шкивы кронблока и талевого блока; при этом подвижный его конец, проходящий через оттяжной ролик, закрепляют на барабане подъемной лебедки, а неподвижный – к специальной проушине на станине подъемного агрегата.Кронблок находится на верхней площадке вышки (мачты). Талевый блок в талевой системе монтируют между кронблоком и крюком, так, чтобы он мог перемещаться во время СПО.Подъемный крюк служит для подвешивания элеваторов с помощью штропов, вертлюгов и другого оборудования при СПО.Талевый канат связывает талевый блок и кронблок. Изготавливают из стальной проволоки, которую свивают в пряди. Канаты свивают из прядей, навиваемых на пеньковый сердечник, что придает канату круглую форму и гибкость, улучшает смазку каната за счет лучшей пропитки пенькового сердечника смазывающим веществом. Диаметр каната должен быть в 20-25 раз меньше диаметра шкива блоков талевой системы.Талевый канат должен быть заменен, если при его осмотре обнаружился один из следующих дефектов:Оборвана одна прядь канатаНа шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а диаметром свыше 20 мм – более 10% от всего числа проволок в канате.Одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната.Канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального.На канате имеется скрутка ( жучок).Износ или коррозия 40% и более первоначального диаметра проволок.Направляющий ролик предназначен для изменения направления талевого каната от барабана лебедки к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Он состоит из опорной плиты, ролика, оси, роликоподшипников и предохранительного кожуха.
Вертлюги
Вертлюг – соединительное звено между талевой системой и буровым инструментом (подвеской НКТ), обеспечивающий свободное вращение инструмента и подачу промывочной жидкости через колонну труб к забою скважины.Различают два типа вертлюгов: промывочные (ВП) и эксплутационные (ВЭ).Промывочные вертлюги изготавливают с фланцевыми или резьбовыми отводами. Наиболее широко применяется при капремонте скважин вертлюги ВП – 50/100 и ВП – 80/200. вертлюг ВП – 50/100 состоит из ствола 1 и корпуса 2 с отводом 3 под промывочный шланг. В корпусе установлены два радиальных подшипника 4, обеспечивающие свободное вращение ствола. Внутренняя полость корпуса в верхней и нижней частях герметизируются манжетами 5, а от пыли и грязи – войлочными уплотнениями 6. Промывочные трубы присоединяют к нижнему концу ствола.ВП – 80/200 конструктивно сходен с ВП – 50/100 и отличается от него размерами, грузоподъемностью и быстросборными соединениями шланга с отводом.Эксплуатационный вертлюг ВЭ 50 состоит из неподвижной и вращающей частей. Неподвижную часть составляют корпус, крышка, серьга и отвод для буровой трубы. К вращающейся части относится стол, установленный на трех подшипниках, которые обеспечивают надежное центрирование его относительно корпуса.Перед началом эксплуатации необходимо проверить следующее:Плавность вращение ствола. Ствол должен вращаться от усилия, приложенного одним рабочим к рукоятке ключа. Если ствол не вращается, то необходимо ослабить уплотнение внутренней трубы.Состояние ствола и переводника (визуальный осмотр).
Надежность крепления горловины, крышки вертлюга и нижнего фланца.
Уровень и качество масла в вертикальном положении вертлюга. При необходимости доливают.Состояние нижнего уплотнения. При утечке масла через уплотнение заменяют манжеты.Состояние штропа (визуальный осмотр).В процессе эксплуатации необходимо проверять: надежность крепления всех узлов вертлюга, состояние масла, его уровень, состояние подшипников, уплотнение и переводники.Промывочный шланг – гибкое соединительное звено между вертлюгом и манифольдом, через который прокачивают промывочную жидкость. Внутренний диаметр его составляет 38, 63, 76, 90 мм, длина – 18 м. шланг рассчитан на рабочее давление 10, 15 и 20 мПа. Внутренний и наружный слои выполнены из маслонефтестойкой резины, а концевые участки имеют дополнительную арматуру, создающую переходную жесткость от шланга к штуцеру.
Элеваторы
Элеватор предназначен для захвата колонны труб и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций. Выпускают трубные элеваторы для обсадных, бурильных труб, НКТ и штанговые элеваторы для штанг. По конструкции делятся на одноштропные и двухштропные. Основные детали – корпус, захват, замок и предохранитель.
Элеваторы ЭТА (одноштропный) предназначены для захвата насосно-компрессорных и бурильных труб под муфту, выпускают грузоподъемностью 32 и 50 т для труб диаметром от 48 – 89 мм. Эксплуатационные особенности: простота и удобство обращения во время работы, автоматичность процесса захвата труб, наличие сменных захватов.
Элеваторы с захватным приспособлением ЭЗН, выпускают грузоподъемностью от 15 до 50 т. В комплект входит: 2 элеватора, захватное приспособление и штроп. Захватное приспособление состоит из захвата, затвора и серьги, в которую предварительно вдевают штроп. Затвор запирает открытый захват, винт которого ограничивает движения затвора. Чтобы открыть затвор, его рукоятку необходимо повернуть и вытянуть до отказа, а чтобы закрыть – повернуть ее до попадания в выемку в корпусе захвата.
Элеваторы ЭГ грузоподъемностью от 16 до 80 т предназначены для работы с автоматом АПР – 2 ВБ. Состоят из корпуса, створки, защелки и серьги.
Элеваторы ЭТАР предназначены для производства СПО в неглубоких скважинах при свинчивании и развинчивании НКТ вручную. Эффективны при работе с трубами малого диаметра и полыми штангами. Благодаря сменным захватам, два размера элеваторов обеспечивают захват шести размеров труб.Элеватор ЭТАД грузоподъемностью 50 и 80 т с захватным устройством автоматического действия состоит из корпуса, шарнирного выдвижного захвата, упоров, рукоятки и пружинных защелок штропов. Крепления рукоятки с корпусом выполнено таким образом, что рукоятка выполняет функцию запорного устройства. Благодаря сменным захватам, можно производить СПО с несколькими типоразмерами труб.Элеватор ЭХЛ грузоподъемностью в зависимости от типоразмера, равной 10 – 40 т, состоит из кованого корпуса, затвора с рукояткой и предохранительного устройства. В верхней части корпуса предусмотрена кольцевая вытачка, куда вкладывается затвор, на который навинчивается поворотная рукоятка, в закрытом положении фиксируемая предохранителем.Для надевания элеватора на трубу при подаче с мостков работник левой рукой берется за серьгу, правой рукой отжимает пружину фиксатора и отводит рукоятку в лево до упора, корпус элеватора наклоняется и направляется на трубу. Раскрытые челюсти обхватывают тело трубы и заходят обратно в гнездо корпуса элеватора, после чего рукоятку с фиксатором отводят вправо до упора.
Для снятия элеватора с трубы надо правой рукой отжать пружину фиксатора, отвести рукоятку влево до упора. Челюсти захвата выходят из гнезда корпуса и освобождают трубу.При эксплуатации элеваторов пружинные узлы часто забиваются парафином, грязью. Поэтому каждый раз после окончания работ требуется промыть элеватор соляркой или керосином, а перед началом работ убедиться в исправности всех его узлов.
Спайдер
Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. Спайдеры состоят из корпуса, клиньевой подвески, сменных центраторов и механизмов подъема клиньев.
Штропы
Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатаными или сварными. Штропы различают по назначению: буровые нормальные – ШБН; буровые укороченные – ШБУ и эксплуатационные – ШЭ. Для текущего и капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ – 28 и ШЭ -50 грузоподъемностью соответственно 28 и 50 т.
При бурении скважин используется следующее оборудование для промывки (продувки) скважин.
Буровые насосы предназначены для подачи в скважину бурового раствора с целью очистки забоя и ствола от выбуренной породы (шлама) и выноса на дневную поверхность, охлаждения породоразрушающего инструмента и привода в действие гидравлических забойных двигателей. При бурении геологоразведочных скважин получили применение трехплунжерные насосы одинарного действия и двухцилиндровые поршневые насосы двойного действия с горизонтальным расположением цилиндров.
Компрессорное оборудование. Компрессорная установка состоит из компрессора, его привода, вспомогательного оборудования, а также трубопроводов, необходимых для подачи по ним сжатого воздуха к потребителям, воды для охлаждения рубашек цилиндров компрессоров и охлаждения сжатого воздуха в холодильниках.Компрессор должен обеспечивать: требуемый расход и давление сжатого воздуха, быть легко монтируемым, надежным в эксплуатации и экономичным. Тип компрессора выбирают на основании выполненных аэродинамических расчетов по расходу и давлению воздуха, необходимых для осуществления циркуляции.
Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости и газожидкостной смеси и фонтанов при бурении, испытании, опробовании и освоения скважины. Оно выбирается исходя из следующих условий
Рпрв>(Py)max
dп.o(прв)>D (12.174)
где Рпрв - рабочее давление превентеров; (Py)max - максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении; dп.o(прв) - диаметр проходного отверстия в превенторе; D - диаметр долота, которым предстоит бурить ствол скважины после установки этого оборудования, с учетом наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный интервал.
3.2.Оборудование для промывки скважин
В скважинах, через которые эксплуатируются нефтяные горизонты, сложенные 400 м. Притокрыхлыми песками, мощность песчаных пробок достигает 200 нефти снижается и может прекратиться.
Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки или гидробура [5].При проведении различных технологических операций в нефтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидравлический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку песчаных пробок и другие промывочно продавочные работы, применяются насосные установки, которые обеспечивают выполнение вышеперечисленных работ.
Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рис. 29) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.
Рис. 29. Агрегат насосный цементировочный АНД 320
Агрегат АНЦ 320 дополнительно оборудован устройством для подогрева гидравлической части насоса НЦ 320, коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов, комплектом ЗИП, различными приспособлениями.
Технические характеристики агрегата АНЦ 320
Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ,
УРАЛ, КаМАЗ
Насос НЦ320:
предельное давление нагнетания, МПа 40
наибольшая идеальная подача, дм3/с 26
Мощность, кВт, не более 32
Центробежный насос ЦНС 38-154:
подача, дм3/с 10,5
давление, МПа 1,54
Манифольд:
Вместимость, м3
мерного бака 6
бачка для цементного раствора 0,25
Условный диаметр, мм:
приемной линии цементировочного и
центробежного насосов 100
напорной линии цементировочного и
центробежного насосов 50
Габаритные размеры агрегата АНЦ 320,
32252700мм, не более 10150
Масса агрегата полная, кг 16000
Агрегат АНЦ 320 является улучшенным агрегатом Грозненского ЦА-320.
Агрегат наносный продавочный АНП 320 (АНП 320У) предназначен для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.
Технические характеристики агрегата АНП 320
Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ-250
(УРАЛ-4320)
Насос НЦ320
Полезная мощность, кВт 108
Предельное давление нагнетания, МПа 40
Наибольшая идеальная подача, дм3/с 26
32252700Габаритные размеры агрегата, мм, не более 10150
Масса агрегата, кг:
полная 15000
комплекта 14460
Установка, насосная УНК предназначена для нагнетания неагрессивных жидких сред в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта.
Техническая характеристика УНК
Монтажная база шасси автомобиля повышенной
проходимости КамАЗ- 43101
Наибольшее давление нагнетания, МПа 23
Наибольшая идеальная подача, дм3/с 15,35
Агрегат промывочный ПА-80 (ПА-80-01) предназначен для закачки промывочной жидкости в скважины при геологоразведочном, структурно-поисковом бурении и перекачки жидкости.
Техническая характеристика
Монтажная база шасси автомобиля
УРАЛ-4320 (КрАЗ-260Г)
Предельное давление, МПа 12
Наибольшая объёмная подача, л/с 10,8
Насосные 250250, УНБ1Р 100250, УНБ1- 100200, УНТ1-100установки УН1-100 предназначены для нагнетания различных жидких сред в скважины в процессе текущего и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно- продавочных работ.
250Насосная установка УНТ1-100 (рис. 30) смонтирована на базе трактора Т 130МГ, состоит из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, системы управления, обогрева и продувки. Привод насоса от тягового двигателя через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехскоростную коробку передач и цепной редуктор.
250:Рис. 30. Насосная установка УНТ 1-100
^ 1 – гусеничная транспортная база трактора Т-130МГ; 2 – обогрев; 3 – продувка; 4 – насос; 5 манифольд; 6 – цепной редуктор
Насосная 250 на раме состоит из силового агрегата,установка УНБ1Р-100 трансмиссии, насоса, манифольда, вспомогательного трубопровода, мерного, бака, системы управления, электрооборудования и кабины оператора. Привод насоса - от дизельного двигателя через коробку передач.
Во всех установках насос - трехплунжерный горизонтальный одностороннего действия.
Насосные 250 (рис. 31) состоят из насоса,200 и УНБ1-100установки УН1-100 коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода.
250:Рис. 31. Насосная установка УНБ1-100
^ 1 – шасси автомобиля УРАЛ-4320; 2 – мерный бак; 3 – насос Н5-160; 4 – манифольд; 5 вспомогательный трубопровод; 6 – рама
Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.
Установка 32 предназначена для нагнетания различныхнасосная передвижная УНБ-160 жидких сред при цементировании, освоении и капитальном ремонте скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтегазоперерабатыващей промышленности и других отраслях в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов.
32Техническая характеристика установки УНБ-160
Автомобильное шасси КраЗ-250
(или ТАТРА-815-2)
Насос высокого давления 9ТМ
Полезная мощность, кВт 108
Наибольшее давление нагнетания, МПа 32
Наибольшая идеальная подача, дм3/с 26
Вместимость мерного бака, м3 6
32252700Габаритные размеры, мм 10150
Масса установки полная, кг 16000
Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки
Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки зависит от технологической схемы (рис. 32 и 33). Промывочный насос определяется исходя из требуемых давления и подачи (производительности).
Рис. 32. Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин:
1 – колонна; 2 – НКТ; 3 – устьевой тройник; 4 – промывочный вертлюг; 5 – промывочный насосный агрегат; 6 – устьевой сальник; 7 – переводник со шлангом
Рис. 33. Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ:
^ 1 – обратный малан; 2 – манифольд; 3 – устьевой сальник; 4 – НКТ; 5 – шланг; 6 – вентили; 7 манифольд; 8 – манометр; 9 – смеситель-аэратор; 10 – обратные клапаны; 11 – вентиль; 12 расходомер; 13 – насос; 14 - емкость
Производительность первоначально целесообразно принять: из условий минимальной подачи насоса (1 передача коробки перемены передач двигателя); из условий размыва песка струей жидкости из насадки.
Для определения необходимого давления следует провести гидравлический расчет промывки.
Способ промывки: 1 - прямая; 2 - обратная; 3 - комбинированная; 4 - непрерывная.
При гидравлическом расчете промывки подлежат определению следующие параметры, которые устанавливают технологические характеристики проведения работ с оценкой требуемого давления и расхода жидкости, а также времени на осуществление процесса.
1. Скорость восходящего потока жидкости должна быть больше скорости падения в ней частичек песка:
n = в - w,
где n - скорость подъёма песчинок; в - скорость восходящего потока жидкости; w - средняя скорость свободного падения песка в жидкости, определяемая в зависимости от диаметра частиц песка.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обычно принимается, что в = 2w, тогда n = в - (в /2) = в /2.
2. Общие гидравлическое потери при промывке
h = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6, м.
Здесь h1 - потери напора в промывочных трубах
, (1.1)
где ^ Н - длина промывочных труб, м; d - внутренний диаметр промывочных труб, м; Vн - скорость нисходящего потока жидкости в трубах, м/с; ж - плотность жидкости, т/м3, - коэффициент гидравлических сопротивлении (таблица или расчет).
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, (1.2)
где - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка ( 1,2);= 1,12 Dв - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dн - наружный диаметр промывочных труб, м.
При определении гидравлических сопротивлении обратной промывки пользуются теми же формулами, только формула (1.1) используется для восходящего потока, а формула (1.2) - для нисходящего.
, (1.3)
где m - доля пустот между частицами песка, занимаемая жидкостью, m 0,45;= 0,3 F площадь сечения обсадной колонны, м2; l - высота пробки, прошиваемой за один прием (l = 6 или 12 м); f - площадь сечения кольцевого пространства, м2; n - плотность песка (для кварцевого песка n 2,7)т/м= (2,653.
h4 и h5 - потери, напора, соответственно, для вертлюга и шланга определяются по опытным данным и могут быть приняты следующие (см. ниже).
h6 37 мм, фрезер и др., 10- потери напора в наконечнике: насадки диаметром
, (1.4)
где ж - плотность жидкости, г/см3; Q - подача жидкости, см3/с; g = 980 см/с2; н = 0,9 - коэффициент расхода насадки; fн - сечение насадки, см2.
3. Время, необходимое для подъема размытой породы на поверхность
T = H/Vn ,
где Vn - скорость подъема размытой породы.
При промывке нефтью изменения в расчет будут внесены только в определение коэффициента :
при турбулентном режиме
,
при ламинарном режиме
,
где Re - число Рейнольдса;
при течении жидкости в трубе
Re = (Vd)/v;
при течении жидкости в кольцевом пространстве
,
где ^ V - скорость течения жидкости, м/с; v - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
При Re < 2320 - режим движения жидкости ламинарный;
Re > 2800 – турбулентный
ЗАКЛЮЧЕНЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
PAGE \* MERGEFORMAT2