Лабораторна робота 3 переробка бурових шламів з метою одержання матеріалів для бурових розчинів

Вступ

Виконання даної лабораторної роботи ставить за мету набуття студентами практичних навиків по переробці відходів нафтогазового виробництва, а саме бурових шламів, для одержання матеріалів, які можна використовувати для бурових розчинів.

В задачі лабораторної роботи входять:

• вивчення можливих шляхів використання бурових шламів;

• вивчення методів переробки бурових шламів;

• визначення оптимальних умов переробки бурових шламів;

• еколого-технологічна оцінка ефективності застосованого в даній лабораторній роботі методу утилізації бурових шламів.

Основні положення

На нафтових і газових родовищах зустрічаються різні породи: пісковики (піски, пісковики глинисті і вапнисті), алевроліти (глинисті, вапнисті, доломітові) глини (алевролітові, вапнисті, піщанисті) аргіліти (піщанисті, вапнисті), доломіти (піщанисті, алевролітові, глинисті), вапняки, мергелі, крейда, калійна сіль, ангідрит, гіпс, кам’яна сіль, метаморфізовані породи, гранітоїди, - які в процесі буріння виносяться разом з буровим розчином на земну поверхню у вигляді бурового шламу. В середньому буровий шлам складається на 60-80% з породи, на 6% з водорозчинних солей, на 8% з органічних речовин, глини, іноді нафти та інших речовин. Підраховано, що при бурінні свердловини глибиною 3000м викидається приблизно 490т шламу, який зберігається в спеціальних шламонакопичувачах і створює завдяки компонентному складу серйозну екологічну проблему.

Максимальна місткість накопичувального амбару при бурінні кущових свердловин становить 500-800м³ на одну свердловину. В період дощів можуть виникати прориви амбарів, що призводить до розливу вмісту амбарів навколо дільниці бурової. До того ж, відсутність гідроізоляційного покриття природного гранту, значні об’єми бурових стічних вод та високий ступінь їх рухомості спричиняють значне забруднення території – ґрунту, ґрунтових, поверхневих та підземних вод. Загальна площа забруднення в деяких випадках може становити 100 га.

Існують технології зневоднення та утилізації бурових шламів, але на даний час вони не є економічно ефективними. Тому недивлячись на екологічні переваги утилізації відходів буріння найдоступним методом їх ліквідації на даний час є захоронення в спеціально відведених місцях, глибокозалягаючих підземних горизонтах і земляних амбарів безпосередньо на буровій, що в принципі не вирішує екологічні проблеми.

Технічні показники буріння нафтогазових свердловин в більшості випадків залежать від технології промивки свердловин, складу бурових розчинів і їх технологічних властивостей.

Буровий розчин – це розчин з диспергованими різними твердими, газоподібними і рідинними речовинами у воді або нафті (дизельному паливі).

Для промивки глибоких свердловин використовують різні за складом і властивостями бурові розчини. Вибір того чи іншого типу розчину обумовлений багатьма факторами, основними з яких є гірничо-геологічні умови буріння, склад і властивості порід, що буряться, характер їх взаємодії з буровим розчином, пластовий тиск нафти та газу в колекторах, пластові температура і тиск тощо. Рідинна фаза промивальних розчинів складається з прісної або мінералізованої води, або нафти і дизпалива різних марок. Тверда фаза глинистиних розчинів складається з глинистих мінералів, частинок кварцу і вапняку, а також інших нерозчинних мінералів. До складу цієї суміші можуть також включатися обважнювачі та хімічні реагенти, коагулятори, структуроутворювачі тощо.

За складом бурові розчини можуть бути поділені на шість самостійних груп:

1 - вода, яка використовується для буріння свердловин до глибин 1500-2000 м в стійких породах (морська вода, водні розчини різних електролитів, вода з ПАВ, водні розчини кислот);

2 - розчини з глини або глинопорошку на водній основі;

3 - безглинисті розчини;

4 - розчини на вуглеводневій основі;

5 - аеровані рідини, одно- та багатофазні піни, аерована вода;

6 - газоподібні агенти.

Під технологічними властивостями бурових розчинів на водній та вуглеводневій основах розуміють їх вплив на швидкість розбурювання порід, фільтраційні процеси в розбурених породах, якість очистки стовбура та вибою свердловини, стійкість стінок свердловини, розкриття та освоєння колекторів на нафту та газ. Технологічні властивості бурових розчинів суттєво впливають на працездатність бурових доліт, забійних гідравлічних і електричних двигунів, бурильних і обсадних труб та іншого підземного бурового обладнання. Важливою функцією бурового розчину є врівноваження тиску пластових флюїдів. Тому при приготуванні бурових розчинів визначається ряд важливих параметрів: густина, водовіддача, умовна в’язкість, реологічні властивості, значення рН, вміст хлоридів, кальцію, магнію, калію, лужні властивості, вміст твердої фази і масел, піску та інші параметри в залежності від призначення.

Густина бурового розчину оцінюється його масою в одиниці об’єму і вибирається в залежності від величини пластового тиску та глибини свердловини.

До реологічних властивостей бурових розчинів відносяться напруга зсуву, уявна в’язкість, гранична статична напруга зсуву, пластична та ефективна в’язкість, які характеризують взаємозв’язок текучості та тиску потоку. Статична напруга зсуву характеризує міцність структури, яка виникає в буровому розчині в стані спокою та інтенсивність її зміцнення в часі.

Вимір показника рН бурового розчину та його регулювання є основоположними факторами контролю властивостей бурового розчину. Взаємодія частинок глини, розчинність багатьох компонентів, ефективність домішок залежить від показника рН, так само як і контроль за процесами сульфідної та кислотної корозії.

Якщо порівняти склад вибурених порід з речовинами, які використовуються для приготування бурових розчинів, можна помітити, що деякі бурові шлами могли би бути використані після переробки як матеріал для бурових розчинів. Для переробки бурового шламу з високою ефективністю може бути використаний метод механічної активації речовин. В даній лабораторній роботі розглядається можливість застосування продуктів переробки бурових шламів для приготування глинистих розчинів на прісній воді.

В ході виконання лабораторної роботи необхідно провести послідоно наступні операції:

• провести обробку бурового шламу на протязі часу, визначеного варіантом роботи;

• приготувати буровий розчин за рецептурою варіанта роботи;

• визначити густину одержаного бурового розчину;

• визначити умовну в’язкість;

• визначити граничну статичну напругу зсуву;

• визначити значення рН;

• визначити концентрацію твердої фази бурового розчину;

• дати характеристику одержаного бурового розчину;

• узагальнити та проаналізувати результати всіх варіантів лабораторної роботи;

• визначити оптимальні технологічні умови одержання матеріалу для бурових розчинів;

• дати оцінку застосованого методу переробки бурових шламів.

Порядок виконання роботи

Для виконання роботи необхідні такі матеріали та апратура:

• глинопорошок;

• буровий шлам;

• установка дял переробки бурового шламу;

• прилад СНС-2;

• рН-метр;

• сітка з отворами 1,5-2мм;

• вимірювальний циліндр;

• воронка Марша;

• секундомір.

1. Обробити буровий шлам. 100 г висушеного бурового шламу помістити в барабан установки по переробці відходів і провести обробку на протязі визначеного варіантом часу.

2. Приготувати буровий розчин. В даній лабораторній роботі визначаються параметри глинистого розчину на прісній воді, який складається лише з глинистого порошку і матеріалу, одержаного після переробки бурового шламу. Приготувати 1 л глинистого розчину. Для цього підготувати суміш з глинопорошку та оброблених бурових шламів згідно варіанту роботи. Відважити 200 г суміші та додати 970 г води і залишити розчин для набухання.

3. Визначити густину бурового розчину (q). Для визначення густини буровий розчин відокремити від крупних частинок за допомогою сітки, розмір отворів якої 1,5-2 мм, і залити його у вимірювальний циліндр визначеної ваги і зважити. Густину розчину визначити за формулою (3.1):

(3.1)

де М_бр - маса бурового розчину, г; V - об’єм, який зайнятий буровим розчином, г/см³.

4. Визначити умовну в’язкість (В). Під умовною в’язкістю розуміють час (в секундах) витікання 500 см³ бурового розчину з воронки Марша, заповненої на 700 см³.

Для вимірювання в’язкості буровий розчин, перемішати на протязі 5 хвилин, заміряти температуру і залити в змочену прісною водою воронку Марша. Буровий розчин налити в воронку за допомогою двосторонньої кружки, спочатку 200 см³, а потім 500 см³. В’язкість вимірювати відразу після наливу бурового розчину у воронку за допомогою секундоміру, який зупиняють по заповненню 500 см³ кружки.

5. Визначити граничну статичну напругу зсуву (Q₁ та Q₁₀).

Для вимірювання напруги зсуву при нормальній температурі використовують прилад СНС-2. Вимірювальна його частина складається з двох циліндрів з порожнистим зовнішнім циліндром. Прилад має один двигун, який забезпечує обертання зовнішнього циліндра з швидкістю 0,2 оберти на хвилину. Перед заповненням зовнішнього циліндра буровим розчином встановлюють лімб на нульову поділку шляхом обертання крутильної головки. Буровий розчин перед вимірюванням інтенсивно перемішати. В порожистий циліндр залити буровий розчин і ввести другий циліндр так, щоб рівень бурового розчину співпав з верхньою позначкою внутрішнього циліндру. Після знаходження розчину в спокої на протязі 1 та 10 хвилин включають двигун і фіксують найбільший кут закручування на протязі 1 хвилини вимірювань (Q₁ та Q₁₀ відповідно).

6. Визначити значення рН. Значення рН визначити в буровому розчині на водній основі та в їх фільтратах за допомогою рН-метрів або індикаторного паперу при кімнатній температурі (200С).

7. Визначити концентрацію твердої фази (Ст). Для визначення концентрації твердої фази висушити 20-25г бурового розчину при температурі 105⁰С до постійної ваги. Концентрацію води і твердої фази вирахувати за формулами 3.2 і 3.3.

(3.2)

(3.3)

де Р_т - маса сухого залишку, г; Р_ж - маса буровго розчину, г ;С_в - концентрація води, %; С_р - вміст речовин, розчинених у фільтраті, %; С_т - концентрація твердої фази, %.

Для визначення вмісту речовин, розчинених у фільтраті, відібрати 10-20 г фільтрату і висушити його при 105⁰С до постійної ваги. Вміст речовин вирахувати за формулою 3.4:

(3.4)

де Р_т -маса сухого залишку, г; Р_ф - маса фільтрату, г.

8. Результати аналізу занести в таблицю 3.1.

9. Визначити залежності:

q = f(t_об), Q_1,10 = f(t_об), B = f(t_об); q = f(m), Q_1,10 = f(m),

B = f(m).

Зробити висновок, визначити оптимальні технологічні умови одержання матеріалу для бурових розчинів і дати оцінку застосованого методу переробки бурових шламів.

Таблиця 3.1 - Результати аналізу основних параметрів розчину

№ варіанту	Вміст добавки, m, %	Час обробки, tоб, с	q, г/см3	В, с	Гранична статична напруга зсуву		рН	Ср, %	Ст, %	Св, %
					Q1	Q10

Варіантність роботи

Для обгрунтування висновків про можливість і доцільність переробки бурових шламів в матеріал для приготування бурових розчинів студентам рекомендується проводити лабораторну роботу згідно варіантам, які відрізняються часом переробки відходів та рецептурою бурового розчину (табл. 3.2)

Таблиця 3.2 – Варіанти для виконання роботи

Вміст добавки в суміші, %	Час обробки, хв
	1,5	2,0	2,5	3,0
10 20 40 60 80	1 2 3 4 5	6 7 8 9 10	11 12 13 14 15	16 17 18 19 20

Контрольні питання

1. Що розуміють під буровим розчином?

2. Які існують типи бурових розчинів?

3. Які фактори впливають на вибір бурового розчину?

4. Що розуміють під технологічними властивостями бурового розчину?

5. Які основні параметри бурового розчину необхідно визначати при бурінні свердловин?

6. Як змінюється густина розчину від вмісту добавки?

7. Як змінюється густина розчину від часу обробки добавки?

8. Як змінюється в’язкість розчину від вмісту добавки?

9. Як змінюється в’язкість розчину від часу обробки добавки?

10. Яким чином впливає час обробки добавки на параметри бурового розчину?