Очистка бурового раствора от газа

Снижение гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения.

Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью

247

пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в жело­бах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например, во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ уда­ляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора. Пузырьки га­за, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия. Полнота дегазации бурового раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также по­верхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.

В связи с высоким поверхностным натяжением трудно поддаются дегазации буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал.

Растворы, газированные сероводородом, создают особенные труд­ности при дегазации:

• система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,3% сероводород - опасный яд;

• сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);

• сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;

• сероводород обладает высокой корродирующей способностью.

Различная степень газирования бурового раствора требует приме­нения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется дос­таточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной ли­нии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосфе­ру окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора. Жидкие и растворимые газы удалить из раствора трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурово­го раствора. Легкие углеводороды можно извлечь с помощью вакуумного дегазатора, а тяжелые почти невозможно. Выходя из раствора в виде пара, эти газы причиняют много неприятностей.

Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном по­ступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 4.30. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметич­ные манифольды поступают в газовый сепаратор 5, где из раствора выде­ляется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор по­ступает на вибросито 6 и собирается в первой емкости циркуляционной

248

системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помо­щью специального аппарата-дегазатора 7. Окончательная дегазация про­исходит в промежуточных емкостях 1 циркуляционной системы с помо­щью механических перемешивателей.

Раствор + газ

Раствор

Рис. 4.30. Схема дегазации бурового раствора

Газовый сепаратор, используемый в качестве первой ступени очи­стки бурового раствора от газа (рис. 4.31), 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 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 поплавкового 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.

249

Рис. 4.31. Схема газового сепа­ратора

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 да того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок 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 значению 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 вакумных 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.

250

Степень вакуума в камере дегазаторов - наиболее важный техно­логический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насосов, 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 аппарате 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.

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. В зару­бежной практике распространены вакуумные аппараты, выпускаемые фирмой «Свако».

Вакуумный дегазатор представляет собой двухкамерную герме­тичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включают­ся в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Пропуск­ная способность 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 аппарат (ЦВА), или центробежно-вакуумный дегазатор (рис. 4.32), состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса 1, 2, внутри которого с высокой частотой враща­ется вал 4 с ротором 10, подобным рабочему колесу 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 обеспечивает не только эффективную дегазацию бу­ровых растворов, но и интенсивное перемешивание входящих в него жид­ких и твердых компонентов.

251

Рис. 4.32. Гидравличе­ский веерный дегазатор

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 завихряясь, буровой раствор. Толщина слоя раствора на перегородках 10-15 мм, а длина пути раствора 3,5 м.

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.

252

Если не противодействовать загрязнению бурового раствора твер-дыми частицами, то затраты на его обслуживание резко возрастут.

Наиболее заметный прогресс в регулировании содержания и соста- ва твердой фазы в буровых растворах был достигнут, начиная с 50-х гг. 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, пред- ставляющий собой разновидность центрифуг. Центробежный сепаратор для буровых растворов (рис. 4.33) представляет собой перфорированный ротор 2, вращающийся внутри корпуса 1. Буровой раствор, поступая в корпус 1, попадает в центробежное поле ротора. Поток раствора приобре-тает поступательно-вращательное движение, в результате чего происхо- дит 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, опера-тор получает возможность регулировать их возврат в циркуляционную систему и подачу в запасные емкости, таким образом осуществляя пер- винное регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом рас-творе. Окончательное доведение раствора до кондиции производят путем добавления в него (при необходимости) свежих порций компонентов. По- ступающий 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 качест- ве четвертой ступени очистки после илоотделителя; часть бурового рас- твора, очищенного на блоке гидроциклонов илоотделителя, подают в се-паратор и таким образом удаляют из раствора частицы шлама размером более 4 мкм; 2) регенерацию утяжелителя - в процессе циркуляции или спускоподъемных операций сепаратор включают в работу и из избыточ- ной части раствора извлекают пульпу утяжелителя; эту пульпу затем со-бирают в запасную емкость и при необходимости добавляют в рабочий объем бурового раствора; 3) регулирование содержания и состава твердой Jфазы - 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

253

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. 4.33. 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 границ применимости центрифуги в определенных геолого-технических условиях бурения скважин.

254

В практике бурения скважин для регулирования содержания и со­става твердой фазы широко используются шнековые центрифуги (рис. 4.34). 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.

Рис. 4.34. Схема шнековой центрифуги для регенерации утяжелителя:

I - подача раствора;

II - выход утяжеленной пульпы;

III - слив раствора

Однако в связи с высокой стоимостью и сложностью технического обслуживания центрифугу не всегда целесообразно применять. Выгодней и проще использовать гидроциклонные аппараты. Сущность работы тако­го аппарата в режиме регенерации утяжелителя состоит в том, что разбав­ленный водой буровой раствор поступает по тангенциальному вводу в гидроциклон, в центробежном поле которого происходит отделение бари­та от раствора. Баритовая пульпа возвращается в буровой раствор или сливается в специальную емкость, а облегченная водоглинистая смесь че­рез верхний слив гидроциклона сбрасывается в отстойник. Вода в отстой­нике отделяется от глинистых частиц и может повторно использоваться для разбавления новых порций подаваемого на обработку бурового рас­твора. Такие аппараты, обычно называемые гидроциклонными глиноотделителями, достаточно эффективны. Они способны регенерировать до 80-90 % барита при степени разбавления бурового раствора, равной четырем. Значительное разбавление раствора водой (соотношение вода: раствор составляет 4:1) является главным недостатком гидроциклонных глиноотделителей. Однако они могут использоваться с хорошей экономической эффективностью.

В последние годы замечается тенденция к использованию для ре­гулирования содержания и состава твердой фазы буровых растворов спе-

255

циальных реагентов - флокулянтов - в сочетании с известными и широко применяемыми средствами очистки: отстойниками, виброситами и гидро­циклонными шламоотделителями. Принцип действия флокулянтов осно­ван на том, что частицы твердой фазы под действием этого реагента агре- гируются в так называемые флокулы и превращаются в сравнительно большие по размеру хлопья, которые можно удалить с помощью обычных средств очистки раствора от шлама. Флокулянты бывают общего и селек­тивного действия. Первые флокулируют твердую фазу растворов незави­симо от ее природы и дисперсного состава, вторые агрегируют лишь час­тицы определенного материала и дисперсного состава.

Технология химической обработки бурового раствора

По мере углубления ствола скважины изменяются геологические условия разреза. Это приводит к необходимости изменения некоторых параметров бурового раствора. Если надо изменить реологические или фильтрационные характеристики бурового раствора, то его обрабатывают различными химическими реагентами. Химическую обработку бурового раствора проводят в процессе промывки скважины либо в перерывах ме­жду долблениями. В первом случае химические реагенты вводят в начале циркуляционной системы. Во втором случае химические реагенты подают в емкость циркуляционной системы. Предварительно химические реаген­ты или их смесь готовят в специальных устройствах: глино- и гидроме­шалках, блоках химической обработки, гидросмесителях и др.

Технология процесса химической обработки включает, как прави­ло, гидравлические и механические перемешиватели, подпорные и шла­мовые насосы, а иногда - даже буровые насосы. При обработке во время циркуляции химические реагенты вводят равномерно в течение одного или двух циклов циркуляции. При отсутствии циркуляции буровой рас­твор обрабатывают поочередно в каждой емкости циркуляционной систе­мы. С целью механизации химической обработки бурового раствора соз­дан специальный блок химической обработки бурового раствора (рис, 4.35). Он состоит из бака 1, химического насоса 2, гидросмесителя 6, уст­ройств для разрыва мешков 4 и 9, манифольдов. На основании 5 размещен резервуар 3 для жидких химических реагентов. На втором ярусе располо­жена площадка для хранения затаренного в мешки порошкообразного реагента. В нижней части основания установлен химический насос 2, ко­торый обвязан с баком 1 и резервуаром для химических реагентов 3. На верхней площадке размещают эжекторный гидросмеситель 6, около кото­рого расположен стол с ножом для разрезания мешков. Такой же стол смонтирован у химического насоса. Гидросмеситель соединен трубопро­водом 10 с блоком приготовления бурового раствора (БПР). Основание 8 имеет откидной борт 7. Блок предназначен для приготовления жидких химических реагентов, перекачки их из автоцистерн в резервуар, склади-

256

рования мешков с порошкообразными материалами, подачи жидких реа­гентов в буровой раствор. Жидкие химические реагенты готовят в баке 1, в который подается вода по трубопроводам. Мешки с порошком разреза­ют на столе 4 и содержимое высыпают в бак. В этом случае для переме­шивания используют комплект химического насоса 2. Жидкости переме­шивают не менее 30 мин. Приготовленный химический реагент этим же насосом перекачивают в резервуар. Обработанный буровой раствор из од­ной емкости в другую перекачивают шламовым насосом, а перемешива­ние его до полной гомогенизации осуществляют перемешивателями.

Рис. 4,35. Блок химической обработки буровых растворов