ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ И КОРКООБРАЗУЮЩИЕ СВОЙСТВА

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 9Следующая ⇒

Процессы фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной системы, происходящий при движении системы через пористую среду, размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы или меньше их.

в практике разведочного бурения приборам относятся ВМ-6 (рис. 6.8.), в которых водоотдача измеряется в статическом состоянии при перепаде давления 0, 1 МПа. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр площадью 28 см² за 30 мин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛИПКОСТИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ПЕСКА

Под песком понимается количество (объем) всех крупных частиц, имеющихся в промывочной жидкости. Сюда относятся собственно песок, грубодисперсные частицы выбуренной породы и исходной твердой фазы промывочной жидкости. Содержание песка обозначается обычно буквой П, измеряется в %.

Таким образом, содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями. Чрезмерное содержание песка приводит к абразивному износу гидравлического оборудования и бурового снаряда, уменьшению механической скорости бурения. Содержание песка определяют с помощю отстойника ОМ-2.

Для промывочных жидкостей нормальным считается содержание песка до 4%.

Содержание газа в растворе обозначается буквой Г и измеряется в процентах (%). Пузырьки, находящиеся в промывочной жидкости, могут состоять из естественного газа, проникшего в жидкость из стенок скважины или из выбуренной породы. В некоторых случаях газ находится в растворенном состоянии и вследствие уменьшения давления по сравнению с давлением в скважине вскипает, образуя пузырьки. Иногда это пузырьки воздуха, захваченного на дневной поверхности или внесенного насосами, которые захватывают воздух при незаполненных приемах.

Наличие пузырьков в промывочной жидкости легко обнаружить, нанеся небольшое количество ее на стеклышко, по поверхности которого жидкость может стекать. Пузырьки видны при рассмотрении жидкости на свету. Их можно заметить также на поверхности жидкости, протекающей по желобам или стекающей по доске, лопате при извлечении их из жидкости, при этом наблюдается рябь, напоминающая кипение жидкости. Содержание газа необходимо знать, чтобы контролировать начинающееся газопроявление в скважине и способность жидкости оказывать на забой давление. Присутствие газа ухудшает работу насосов, увеличивает вязкость промывочной жидкости.

Метод разбавления

Метод основан на разбавлении промывочной жидкости водой, в результате чего пузырьки приобретают способность всплывать, уменьшая кажущийся объем промывочной жидкости. В мерный цилиндр с притертой пробкой (емкостью 250 мл) вносят отмеренные мензуркой 50 мл промывочной жидкости и добавляют 200 мл воды, часть которой перед этим используют на обмывание мензурки с остатками промывочной жидкости. Цилиндр закрывают пробкой, энергично взбалтывают его в течение 1 мин и оставляют в покое. После того как пена опадет, измеряют объем жидкости в мерном цилиндре. Этот объем будет меньше суммарного (250 мл) на величину объема газа. Содержание газа определяют по формуле

Г = 2 (250 Р),

где Р объем, занятый жидкостью после удаления

ВОДОРОДНЫЙ ПОКАЗАТЕЛЬ (рН)

Наличие в промывочной жидкости водородных ионов связано с процессом диссоциации воды, являющейся слабодиссоциирующим веществом: в 1 л при 22⁰С диссоциирует 1× 10^-7 моля с образованием 1× 10^-7 моля водорода Н⁺ и 1× 10^-7 моля гидроксидной группы ОН^-. Концентрацию диссоциированных молекул Н₂О в воде и разбавленных водных растворах можно считать величиной постоянной. Произведение концентраций водородных и гидроксидных ионов, так называемое ионное произведение воды, также постоянно. Численное значение его при 22⁰С равно 1 10^-14.

Если в водных растворах концентрация водорода и гидроксидной группы одинакова (каждая равна 1× 10^-7 моль/л), такие растворы являются нейтральными.

Контроль за величиной рН позволяет определить причины изменения свойств промывочной жидкости в процессе бурения и принять меры по восстановлению ее качества. Концентрацию водородных ионов промывочных жидкостей измеряют колориметрическим и электрометрическим способами.

ТУРБОБУРЫ

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис.).

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n, вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэффициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.

Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Правила эксплуатации турбобура:

1. При транспортировке турбобура на резьбах должны быть предохранительные пробки и колпаки.

2. осевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осевой опорой и не более 0, 4 мм с шаровой осевой опорой.

3. перепад давления в турбобуре должен соответствовать паспортному.

4. перед спуском в скважину вал турбобура проверяют на легкость вращения, проворот ключом при моменте на ключе не более 200нм.

5. перед спуском турбобур опробовают над столом ротора.

6. Запускаться он должен при давлении 1-1, 5 МПа

7. при опробовании турбобур должен работать без рывков и плавно останавливаться при прекращении подачи раствора.

8. в процессе работы турбобур может остановиться из – за перегрузки, из –за снижения подачи насосов или неисправности. Надо попытаться запустить турбобур, разгрузив опору, приподняв его над забоем, и довести подачу до установленной паспортом. Если запустить не удалось, турбобур поднимают на поверхность и устраняют неисправность или направляют на ремонт.

10 – 4.

Предупреждение ГНВП при ликвидации аварий в скважине со вскрытым продуктивным горизонтом.

11 – 1 Режим бурения, особенности турбинного бурения.

Режим бурения – это параметры которые влияют на процесс разрушения г.п., их можно регулировать в процессе бурения в зависимости от геологических условий бурения.1. Осевая нагрузка.( кН)

2. частота вращения ПРИ( об/мин)

3. Количество бурового раствора, прокачиваемого в единицу времени.(л/с)

4. качество бурового раствора. ( плотность, вязкость, водоотдача,

содержание песка, СНС).

По мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и, соответственно, изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, остался постоянным.

Характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры различных типов. Производительность буровых насосов регулируется ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобура и осевой нагрузки на ПРИ, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

Осевая нагрузка выбирается в зависимости от твердости проходимых пород, при бурении в твердых породах бурильщик в целях повышения эффективности работы долота увеличивает нагрузку, а при бурении в мягких породах - уменьшает. В то же время независимо от бурильщика частота вращения долота в первом случае уменьшается, во втором - увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей работы долот.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 Следующая ⇒