Технические средства получения и нагнетания

Газожидкостных смесей

В мировой практике бурения пены получают в основном по трем схемам. Первую схему (рис. 7.3, а) применяют при бурении неглубоких скважин, в которых давление на нагнетание пены составляет не более 0,7 МПа. Нагнетательная система представлена компрессором, емкостью 3 с крышкой 2, смесителем 10 системой трубопроводов 7 с вентилями 4, 5,8,9м 11.

В процессе бурения открывают вентили 5, 4 и 8. В смеситель 10 одновременно поступает воздух (через вентиль 8) и раствор ПАВ (из емкости 3), который выдавливается воздухом, через вентиль 4. Переме­шиваемая в смесителе газожидкостная смесь направляется через бу­рильные трубы в скважину.

Для предотвращения попадания пены в компрессор устанавлива­ют обратный клапан 6. Расход раствора ПАВ (8-10 л/мин) регулируют вентилем 9, расход пены (1,2-1,8 м³/мин), продавливаемой в скважину, - вентилем сброса 11. Давление в магистрали определяют по манометру 1.

Вторую схему (рис.7.3, б) применяют при бурении глубоких скважин при давлении в нагнетательной линии до 6,3 МПа. Для полу­чения пены с повышенным давлением в магистраль включают пеногенератор с буровым насосом 3 и компрессорно-дожимным устройством 2 (УКД-Н-У-2), имеющим следующие технические характеристики:

 

Максимальное давление, МПа 6,3 Габариты:

Степень аэрации 1-300 длина 1 100

Ресурс работы, ч 3 000 ширина 690

Масса, кг 160 высота 1 000

 

 

Рис. 7.3. Схема обвязки устья скважины для бурения с пеной

 

В процессе бурения в дожимное устройство 2 одновременно по­ступает воздух от компрессора и раствор ПАВ, закачиваемый насосом 3 из емкости 4. Получаемая газожидкостная смесь через нагнетательный шланг 10 закачивается в скважину 11. Расход и давление регулируют вентилями 8 и 9

При бурении глубоких скважин много времени затрачивается на, нагнетание пены соответствующего давления после спускоподъемных, операций.

Для снижения этих затрат в нагнетательную магистраль включают накопитель (емкость для накопления пены необходимого давления).

При спускоподъемных операциях, когда подача пены в скважину прекращается, вентиль 8 закрывают, а вентили 6, 7 открывают и пена поступает в накопитель. После достижения нужного давления компрессор 1 насос 3 отключают до конца спускоподъемных операций. Накопитель снабжен предохранительным клапаном 5, отрегулированным на давление 1,2 МПа, и манометром.

После окончания спуска снаряда в скважину открывают вентиль; включают насос и компрессор. В скважину подается пена как из дожимного устройства, так и из накопителя. После восстановления циркуляции пены накопитель отключают.

Исследование способов нагнетания ГЖС позволило сотрудникам ВНИИБТ разработать новый способ реализации нагнетания ГЖС с использованием гидравлических мощностей буровых насосов и создать компрессорно-дожимное устройство (КДУ), в котором жидкостный компонент поступает в рабочий цилиндр, а воздух – в специальные компрессорные цилиндры.

Компрессорно-дожимные устройства предназначены для дожатия газа (воздуха) после компрессора низкого давления с целью получения газожидкостной смеси среднего давления. Они сконструированы на базе буровых насосов и являются многофункциональными машинами, переналаживаемыми при изменении технологических процессов.

Компрессорные цилиндры устанавливают вертикально на гидроблоке бурового насоса на месте снятых седел его нагнетательных клапанов. Цилиндры состоят из рабочей камеры, соединенной с рабочим цилиндром насоса, газового клапана для сообщения рабочей камеры с источником сжатого газа, нагнетательного клапана и нагнетательной камеры.

Устройство, разработанное ВНИИБТ на базе насоса двойного действия 11Гр (рис. 7.3), работает следующим образом. При движении поршня 1 вправо в цилиндре 2 насоса уровень жидкости в левой рабочей камере 4 понижается, и воздух поступает через газовый клапан 5 в освобожденную полость рабочей камеры 4. Из жидкостного коллектора 10 в цилиндр 2 через левый всасывающий клапан 3 поступает заданное количество перекачиваемой жидкости. Одновременно уровень жидкости в правой рабочей камере 4 поднимается и давление воздуха в ней повышается. При достижении рабочего давления в правой камере открывается нагнетательный клапан 6, через который из рабочей камеры в нагнетательную камеру 7 поступает вначале воздух, а затем в конце нагнетания технологически заданное количество перекачиваемой жидкости. При обратном ходе поршня 1 происходит смена процессов в левой и правой рабочих камерах.

Для обеспечения устойчивой работы КДУ объем рабочей камеры 4 превышает объем, описываемый поршнем 1 насоса, что позволяет исключить переток воздуха из нее в цилиндр 2, имеющий непрочные тупиковые зоны.

Рис7.4

Газовые клапаны и нагнетательные камеры отдельных компрессорных цилиндров, установленных на гидроблоке насоса, объединены коллекторами 8 и 9. Воздух в коллектор 9 подается с помощью компрессора низкого давления, а перекачиваемая жидкость в коллектор 10 – дозировочным насосом. Газожидкостная смесь образуется при истечении через щели нагнетательных клапанов и дальнейшей транспортировке по нагнетательной линии.

Принцип действия КДУ аналогичен принципу действия ступени поршневого компрессора, в котором роль поршня играет жидкость, перемещающаяся в вертикально расположенном цилиндре под воздействием поршня насоса.

Ю.С. Лопатин, И.В. Белей и С.П. Олейник (ВНИИБТ) разработали конструкции КДУ для буровых двухпоршневых насосов двойного действия 11Гр, У8-6М и 9МГр.

При замене тихоходных поршневых насосов двойного действия (типа 11Гр) быстроходными трехплунжерными одностороннего действия возникла необходимость разработки конструкции КДУ, обеспечивающей стабильность характеристики при повышенной частоте вращения кривошипа насоса. С ростом частоты вращения характеристики КДУ все больше зависят от конструктивных параметров проточной части компрессорных цилиндров и процесса заполнения газом. Проточная часть компрессорного цилиндра ВНИИБТ стеснена коллектором 9 и газовым клапаном 5, который установлен при этом ниже нагнетательного клапана 6 (рис. 7.6). Такое выполнение компрессорных цилиндров приводит при высокой частоте смены циклов в КДУ к повышенной турбулизации жидкостного поршня, увеличению количества газа, не вытесненного из компрессорного цилиндра, и снижению коэффициента подачи и производительности устройства.

На рис. 7.4 представлена схема КДУ на базе трехплунжерного насоса НБ4-320/63 (УКД-Н-4), разработанного ВИТРом совместно с кафедрой компрессоростроения ЛПИ им. М.И. Калинина. УКД-Н-4 включает три компрессорных цилиндра, установленных на гидроблоке насоса НБ4-320/63, имеющего рабочие камеры 2 с плунжерами 12 и всасывающими клапанами 1. Компрессорный цилиндр состоит из рабочей камеры 4, соединенной с камерой 2 переточным каналом 3. Объем камеры 4 превышает объем, описываемый плунжером 12, что позволяет избежать перетока воздуха из камеры 4 в камеру 2. Над камерой 4 установлены нагнетательный клапан 10 и плита 11 с размещенными на ней газовыми клапанами 5. Для исключения образования непроточных зон в верхней части камеры 4 плита 11 выполнена общей для нагнетательного 10 и газовых 5 клапанов, которые установлены на одном уровне, а газовые, кроме того, размещены на плите 11 концентрично и равномерно. Газоввод 6, расположенный над камерой 4, соединен с общим для компрессорных цилиндров воздушным коллектором 7, а нагнетательный коллектор 8 объединяет нагнетательные камеры 9 всех компрессорных цилиндров. Технические характеристики КДУ на базе насосов 11Гр и НБ4-320/63 приведены в табл. 7.3.

КДУ монтируют в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации в следующем порядке. Демонтируют седла нагнетательных клапанов, а вместо них в верхней части гидроблока устанавливают и крепят к нему шпильками компрессорные цилиндры. В гидроблоке устанавливают всасывающие клапаны для подачи жидкости в рабочую камеру насоса, а также воздушный и нагнетательный коллекторы, подсоединяя их к соответствующим патрубкам отдельных компрессорных цилиндров. Воздушный коллектор подсоединяют к источнику сжатого воздуха (компрессор низкого давления), нагнетательный – к манифольду, а приемный – шлангом к дозировочному насосу.

Таблица 7.3.

Характеристики КДУ на базе насосов 11ГР и НБ4-320/63

Показатели	КДУ-11Гр	НБ4-320/63
Число ступеней подачи
Подача воздуха, 10 -3 м3/с, при давлении всасывания, МПа: 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0	20; 25,5; 32,5 24; 31; 39 28; 36; 45,5 32; 41; 52 36; 46; 58,5 40; 51; 65	2,7; 4,7; 8,8; 10,5; 15; 26,7 3,2; 5,5; 10,5; 12,5; 18; 32 3,7; 6,3; 12,2; 14,7; 21; 38,4 4,2; 7,3; 14; 16,7; 24; 42,7 4,8; 8,3; 15,8; 18,4; 26,7; 48 5,3; 9,2; 17,5; 21; 30; 53,5
Степень аэрации получаемой смеси	≤ 300	≤ 300
Коэффициент подачи *	0,84 – 0,94	0,75 – 0,95
Давление нагнетания, МПа	6,3	6,3
Масса одного компрессорного цилиндра, кг
Количество компрессорных цилиндров
Способ регулирования подачи	Замена цилиндровых втулок	Использование трехступенчатой коробки скоростей и плунжерных пар
__________ * Минимальный коэффициент подачи соответствует максимальным давлению нагнетания, частоте вращения и степени аэрации   В Красноярском КГУ применяют усовершенствованный пеногенератор, представляющий собой трехплунжерный буровой насос, в котором два всасывающих и нагнетательных клапана заглушены, а к напорной полости гидроблока подсоединен воздушный коллектор, соединенный шлангом с компрессором. С помощью одного всасывающего одного нагнетательного клапанов насос нагнетает в напорную полость гидроблока раствор ПАВ, а компрессор через воздушный коллектор воздух. Образованная газожидкостная смесь продавливается через нагнетательный шланг в буровой снаряд и далее на забой. Гашение поступившей из скважины пены производят с помощью специальных пеногасителей, основанных на разряжении воздуха приборе. С целью предупреждения выброса пены в момент прекращения ее циркуляции в состав бурильной колонны длиной более 200 м включают два обратных клапана - один у устья скважины, другой над забойным снарядом. При глубине скважины свыше 1 000 м рекомендуете включать третий клапан - посередине колонны. Для сбрасывания давления на поверхности в системе манифольда встраивают регулировочный кран. Над устьем скважины устанавливают герметизатор. Наибольший эффект с применением пен достигают при бурении комплексами со съемными керноприемниками. Для сбрасывания пены из бурильной колонны перед подъемом снаряда и ее нагнетания в бурильную колонну после спуска снаряда требуется значительное время, особенно при большой глубине скважины. В Норильской ГРЭ была разработана шлюзовая камера, позво­ляющая не сбрасывать пену и сохранять ее давление в бурильной колонне в процессе спускоподъемных операций. Шлюзовая камера - это верхний небольших размеров участок бурильных труб ССK, отделенный от остальной колонны обратным клапаном, а от атмосферы герметизатором. При подъеме керноприемника герметизатор снимают и пену из шлюзовой камеры сбрасывают, но об­ратный клапан камеры предотвращает сброс давления в остальной части бурильной колонны. При спуске керноприемника последний опускают в шлюзовую камеру, на обсадную колонну устанавливают герметизатор и через специальный штуцер в шлюзовую камеру нагнетают пену до нужного давления, и после этого керноприемник спускают на забой. При алмазном бурении монолитных и слаботрещиноватых пород степень аэрации пены (получаемой при расходе воздуха 0,7-1,8 м3/мин и расхо­де раствора ПАВ 12-16 л/мин) принимали = 50-100, при бурении сильнотрещиноватых пород = 100-200 (при расходе воздуха 0,8-1,0 м3/мин и расходе раствора ПАВ 5-10 л/мин). Давление пены при глубине до 600 м принимали равным 2,0 - 2,5 МПа, при интенсивных водопритоках - до 3,5 МПа. Для снижения давления при бурении алмазными импрегнированными коронками сте­пень аэрации доводили до 60-75, увеличив расход ПАВ до 12-16 л/мин. Для повышения устойчивости пены в раствор ПАВ добавляли стабилизаторы (КМЦ и др.). При бурении в мерзлых породах для сни­жения температуры замерзания пены в раствор добавляли антифризы (этиленгликоль, изопропиловый спирт), поваренную соль и хлори­стый кальций. Использовали пены и при других способах и породоразрушающих инструментах, в том числе в пневмоударниках, и при бескерновом бурении. Особый интерес представаляет бурение шарошечными долотами. Бескерновое бурение с применением пены осуществляли шарошечными долотами типа ДД 76 при частоте вращения 231-288 об/мин, осевой нагрузке 2-3 кН, расходе воздуха 0,03—0,033 м3/с, расходе ПАВ 0,13 10-3 - 0,16 10-3 м3/с и давлении нагнетания 0,5-2,5 МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главнейшей задачей технологов геологоразведочных организаций является предупреждение осложнений в процессе бурения неустойчивых и трещиноватых горных пород.

Эффективное предупреждение осложнений возможно лишь при повседневном контроле состояния скважины, при использовании тщательно разработанных соответствующих перебуриваемым горным породам промывочных жидкостей.

Своевременная и эффективная ликвидация осложнений не возможна без хорошо продуманной и грамотно проведенной диагностики осложненных зон, без установления характера и причин осложнений. Для этого нужно использовать все современные методы, современную аппаратуру, искать новые способы и средства диагностики. Это важнейшая проблема. Надо знать, что лечить, от чего лечить. Надо четко определить характер болезни и ее причины.

После выявления характера и причин осложнений необходимо в соответствии с перебуриваемой горной породой и характером осложнений тщательно подобрать или модифицировать рецептуру промывочной жидкости. Нельзя лечить все болезни одной микстурой. Надо уметь грамотно подбирать необходимое эффективное лекарство.

Технологические параметры промывочной жидкости следует подбирать не в отрыве от реальных условий, а во взаимодействии с той горной породой, которая вызывает осложнения. Несоблюдение этого требования может привести к совершенно неверным результатам.

В настоящее время еще недостаточно изучено физико-химическое взаимодействие бурового раствора со стенками скважин (особенно осложненных зон). Отсутствует классификация геологических разрезов и горных пород, позволяющая прогнозировать их физико-механическую активность и поинтервально выбирать оптимальный состав бурового раствора. До сих пор не сформулированы правила выбора типа, рецептуры и технологических параметров промывочных жидкостей с позиции минимизации осложнений и максимизации механической скорости бурения.

Слабо используются промывочные жидкости, обладающие высокоэффективными крепящими и кольматирующими свойствами. Недостаточно активно в качестве сырья для приготовления промывочных жидкостей используются многотоннажные отходы производства, способные после их соответствующей обработки существенно улучшать качественные показатели промывочных жидкостей.