- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
Твердые частицы в буровом растворе, как правило, необходимы, но они существенно затрудняют процесс бурения скважины. Они приводят к повышению его вязкости, увеличению гидравлических сопротивлений, усиленному износу деталей гидравлического оборудования, в первую очередь буровых насосов, элементов подземного оборудования, бурильных труб и циркуляционной системы, а также к возрастанию расхода топлива и (или) электроэнергии.
Когда в неутяжеленном растворе в результате его зашламления накапливается большое количество твердой фазы и удалить ее очистными устройствами трудно, буровой раствор просто заменяют свежеприготовленным.
Основная доля стоимости утяжеленных растворов приходится на барит, поэтому даже в тех случаях, когда содержание твердых частиц настолько велико, что раствор становится практически не прокачиваемым, его стараются не заменять, а отрегулировать в нем содержание и состав твердой фазы.
Если не противодействовать загрязнению бурового раствора твердыми частицами, то затраты на его обслуживание резко возрастут.
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. 6.21) 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, 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. Окончательное доведение раствора до кондиции производят путем добавления в него (при необходимости) свежих порций 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.
С помощью агрегата можно выполнять следующие функции:
1) тонкую очистку раствора от шлама - для этого сепаратор устанавливают в качестве четвертой ступени очистки после илоотделителя; часть бурового раствора, очищенного на блоке гидроциклонов илоотделителя, подают в сепаратор и таким образом удаляют из раствора частицы шлама размером более 4 мкм;
2) регенерацию утяжелителя — в процессе циркуляции или спуско-подъемных операций сепаратор включают в работу и из избыточной части раствора извлекают пульпу утяжелителя; эту пульпу затем собирают в запасную емкость и при необходимости добавляют в рабочий объем бурового раствора;
3) регулирование содержания и состава твердой фазы — это основная технологическая задача, для решения которой строго контролируются подача раствора и режим работы агрегата; утяжеленная пульпа, твердая фаза которой состоит в основном из барита, возвращается частично или полностью в циркуляционную систему, а облегченная часть раствора в случае его обогащения тонкодисперсными частицами шлама сбрасывается в отстойный амбар; эта часть потока частично используется для разбавления рабочего объема бурового раствора;
4) сгущение пульпы из песков и илов. Иногда сепаратор используют для дополнительного сгущения пульпы из песков и илов, собираемых из нижних насадок гидроциклонных шламоотделителей; это позволяет сократить потери бурового раствора при использовании многоступенчатой гидроциклонной очистки; дополнительно извлеченный из песков и илов буровой раствор вместе с дорогостоящими реагентами возвращается в циркуляционную систему, а шлам сбрасывается в отвал.
Рис. 6.21. Схема центробежного сепаратора буровых растворов
Современная центрифуга при нормальном режиме работы способна обрабатывать до 1,5 л/с бурового раствора. На форсированном режиме допускается подача до 2 л/с; рабочий диапазон пропускной способности 45 — 75 л/мин.
Центрифуга — высокоэффективный аппарат для разделения суспензий, но и она имеет недостатки: конструкция ее сложна и требуется высокая квалификация обслуживающего персонала. Поэтому наиболее целесообразно аппараты использовать кратковременно. Наличие многочисленных вращающихся деталей, абразивная рабочая среда, высокие частоты вращения (1800 — 2300 об/мин), сальниковые уплотнения, винтовые насосы — все это требует тщательного ухода и высокой культуры эксплуатации.
Центрифуга в 10-11 раз дороже песко и илоотделителей.
При обработке утяжеленного бурового раствора перед подачей в центрифугу его необходимо разбавлять водой. В противном случае потери утяжелителя будут существенными. Современные условия эксплуатации центрифуг таковы, что каждые один-два объема бурового раствора надо разбавлять одним объемом воды. Поэтому, во-первых, облегченную часть раствора вместе с реагентами приходится выбрасывать, а во-вторых, возникает необходимость в специальной системе оборотного водоснабжения и захоронении (или нейтрализации) сбрасываемого осветленного продукта. Все это свидетельствует о необходимости строгого анализа границприменимости центрифуги в определенных геолого-технических условиях бурения скважин.