Проект строительства наклонно-направленной скважины глубиной 1300 м на морском месторождении
Физико-механические свойства горных пород. Проектирование конструкции скважины. Расчет секций обсадной колонны и потерь давления в трубном пространстве. Подсчет характеристик забойного двигателя. Обоснование способа контроля за качеством цементирования.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 26.08.2020 |
| Размер файла | 4,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
.
Примем удельный момент на долоте
Вычисляем
,
,
Поскольку конкретные данные по величинам д, rц, с отсутствуют, принимаем среднее контактное давление кд=1 МПа.
,
,
Вычисляем МТ :
,
.,
Вычисляем :
=267 кН
Это очень большая нагрузка. Осевая нагрузка на долото диаметром 215,9 мм ограничивается 100 кН. Но при расчете рабочих характеристик данного забойного двигателя мы используем весь диапазон изменения нагрузки.
Выбираем следующие значения нагрузок на долото:
G1 = 0 кН, G2 = 30 кН, G3= 60 кН, G4 = 90 кН, G5 = 138 кН, G6 = 148 кН, G7 = 158 кН, G8 = 200 кН, G9 = 230 кН, G10 = 267 кН.
Для G1=0 Кн , M рассчитываем по формуле:
M=10449,6 Нм.
Используя полученные значения М, рассчитываем значения щ и n по формулам
щ=14,6 рад. об/мин.
Рассчитываем N0 и Nд
N0 = M0•w0 = 10449,6•14,6 =152,6 кВт.
Nд = Mд•wд = 0•14,1 = 0 кВт.
Аналогично рассчитываются значения M,Mд, щ, n, N0 и Nд .
Таблица 2.14 - Результаты расчетов рабочих характеристик ВЗД
|
Gд, кН |
0,0 |
30,0 |
60,0 |
90,0 |
138 |
148 |
158 |
200 |
230 |
267 |
|
|
М,Нм |
104 |
111 |
1188 |
1260 |
13761 |
1400 |
1424 |
1524 |
1596 |
168 |
|
|
Мд,Нм |
0,0 |
0,3 |
0,6 |
0,9 |
1,4 |
1,5 |
1,6 |
2,0 |
2,3 |
2,7 |
|
|
щ, рад |
14,6 |
13,7 |
12,7 |
11,7 |
10,0 |
9,6 |
9,3 |
7,7 |
6,5 |
5,1 |
|
|
n,об/мин |
139,5 |
130 |
121,2 |
111 |
95,4 |
92,0 |
88,5 |
73,5 |
62,5 |
48,6 |
|
|
N0,кВт |
152 |
152 |
150 |
147 |
137 |
134 |
131 |
117 |
104 |
85,7 |
|
|
Nд,кВт |
0,0 |
0,4 |
0,8 |
1,1 |
1,4 |
1,4 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
1,4 |
По Н-ВЗД-С - номограмме выбираем втулку диаметром 150 мм и подачей 0,0275 м3/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины по стволу.
Рисунок 2.9 - График рабочих характеристик ВЗД
2.11 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Обоснование способа цементирования эксплуатационной колонны.
В зависимости от геологических условий и принятого способа закачивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое, с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.
Исходя из того, что отсутствует опасность поглощения цементного раствора, для цементирования направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяем прямое одноступенчатое цементирование. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Цементный раствор через цементировочную головку закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания продавочной жидкости. За колонный цементный раствор отделяется от бурового раствора буферной жидкостью. Контроль процесса цементирования осуществляется путем измерения объема продавочной жидкости мерными емкостями цементировочных агрегатов и по давлению на устье скважины.
Плотность тампонажного раствора определяется из условия недопущения поглощения в наиболее слабый пласт в процессе цементирования
(2.20)
где - гидростатическое давление от столба тампонажного раствора, МПа;
- гидродинамическое давление от столба тампонажного раствора, МПа, принимаем;
- давление наиболее слабого пласта.
Верхняя и нижняя границы плотности тампонажного раствора:
(2.21)
где - глубина залегания подошвы наиболее «слабого»пласта, м;
- уровень тампонажного раствора от устья, м.
Выбор тампонажного материалов.
Тип тампонажного материала должен выбираться в зависимости от температурных условий в скважине и необходимой плотности тампонажного раствора в соответствии с методикой проектирования процесса цементирования, изложенной в приложении 6, либо с помощью соответствующего раздела компьютерной программы расчета процесса цементирования (СЕМ).
В настоящее время для цементирования скважин могут применяться три основных типа вяжущих и их композиции с молотны кварцевым песком.
В интервалах со статической температурой до 100 °С:
- портландцемент тампонажный для горячих скважин (ПЦГ или ОWС);
- цемент тампонажный облегченный для горячих скважин (ОЦГ или ОWСL);
- цемент класса «G».
В интервалах со статической температурой от 75 до 160 °С:
- портландцемент тампонажный с песком для горячих скважин (ПЦГП или OWCП);
- цемент тампонажный облегченный с песком для горячих скважин (ОЦГП или ОШСЬП);
- цемент класса «G» с молотым кварцевым песком в соотношении 3:1.
Доставка тампонажных материалов и химреагентов на буровую (МСП, СПБУ, ППБУ) осуществляется специальными судами. При транспортировке их на объекты бурения должна быть обеспечена надежная защита от атмосферных осадков и увеличения влажности.
Для исключения слеживаемости тампонажных цементов, хранящихся в бункерах, необходимо производить периодическую их аэрацию (не реже, чем через 10 суток), а при наличии пустых бункеров - перетарку.
В качестве регуляторов свойств тампонажных растворов в «Вьетсовпетро» применяются следующие химреагенты: карбоксил-метилцеллюлоза (КМЦ), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), нитрило-триметилфосфоновая кислота (НТФ), поверхностно-активное вещество - ПАВ «Газблок-М», кальцинированная сода (Na2СОз) и др.
Химреагенты должны храниться (каждая партия отдельно) на складе МСП (СПБУ), защищенном от попадания атмосферных осадков. Использование химреагентов из разорванных, неполных и мешков с признаками попадания в них влаги не допускается. В качестве жидкости затворения может быть использована как пресная техническая, так и морская.
Запас цемента на морском объекте для конкретной операции по цементированию скважины должен превышать расчетный (с учетом проведения пробного затворения) не менее чем на 10% от расчетного количества. Без необходимого запаса цемента на объекте начинать спуск колонны запрещается.
В качестве базовой рецептуры тампонажного раствора для цементирования конкретной обсадной колонны используется рецептура, указанная в проекте на строительство скважины. Рекомендуется проводить цементирование (начиная с 245-мм обсадной колонны) с использованием 2-х порций тампонажного раствора (2-я порция с короткими сроками схватывания). Уточнние рецептур тампонажного раствора производится не позднее, чем за 5 суток до цементирования в соответствии с методикой и Стандарта предприятии.
Расчет объемов тампонажного растворов для цементирования эксплуатационной колонны.
Проверим выбранные плотности тампонажных материалов по условиям самого «слабого» пласта (1201-1300 м):
,
,
Объём цементного раствора:
,
где - длина столба тампонажного раствора в кольцевом пространстве, м;
-длина цементного стакана м ,
.
Объём облегченного цементного раствора:
(2.22)
где Ii- длина столба тампонажного раствора в кольцевом пространстве, м;
- диаметр скважины i-ого участка, м.
Объём продавочной жидкости:
Объём буферной жидкости:
l=
Потребное количество материалов для приготовления единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности определяется из уравнения
, (2.23)
где В/Ц - водоцементное (водотвердое) отношение.
Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов:
(2.24)
где коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении, .
Количество воды, необходимого для приготовления цементного раствора:
(2.25)
Для цементного раствора:
;
;
.
Количество воды необходимого для приготовления цементного раствора
Для облегченного цементного раствора:
;
= т .
-количество воды необходимого для приготовления цементного раствора.
Определение реологические параметры жидкостей.
- для цементного раствора:
,
,3=0,0385 Па.с.
- для облегченного цементного раствора:
,
=0,0125 Па.с.
- для бурового раствора :
,
=0,0125 Па.с.
- для буферной жидкости :
,
=0,011 Па.с.
- для прадовачной жидкости :
,
=0,0125 Па.с.
Таблица 2.15 - Результаты расчетов реологические параметры жидкостей
|
Жидкость или раствор |
ДНС , Па |
Пластическая вязкость , МПа |
|
|
Цементный раствор |
8,555 |
38,5 |
|
|
Облегчённый цементный раствор |
2,775 |
12,5 |
|
|
Буферная жидкость |
2,35 |
11 |
|
|
Буровой раствор |
2,775 |
12,5 |
|
|
Продувочная жидкость |
2,775 |
12,5 |
Определение режима работы техники и её количества.
Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонного материала (псм):
, (2.26)
где тНАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.
Цементный раствор (смесители 2СМН-20)
14,423/1,4.14,5.
Облегченный цементный раствор (смесители 2СМН-20
.
Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
,
где - производительность водяного насоса, л/с
л/с
Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору: горный скважина колонна цементирование
,
Количество техники.
Со смесителем для цементного раствора будет работать один агрегат ЦА-320, для облегченного раствора со смесителями будут работать два агрегата ЦА-320. Диаметр втулки 125мм.
Рисунок 2.10 - Схема расстановки цементировочной техники
Таблица 2.16 - Распределение тампонажных материалов
|
Смеситель |
ЦА |
Материал |
Цемент, т |
Вода, м3 |
Буферная жидкость, м3 |
Продавочная жидкость, м3 |
|
|
1 |
1 |
ОЦР |
8,44 |
9,5 |
- |
11,91 |
|
|
2 |
2 |
ЦР |
7,212 |
7,5 |
2,06 |
12,91 |
|
|
- |
3 |
Пробка |
- |
- |
- |
2 |
|
|
- |
4 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
- |
- |
Подача воды |
1 |
На основании расчётов строится график изменения давления на цементировочной головке при закачке цементного раствора. Затем составляется график работы цементировочных агрегатов и по совмещению этих данных рассчитывается продолжительность цементирования.
Определение времени цементирования.
Облегченный цементный раствор:
Цементный раствор:
Буферной жидкости:
Пробка:
ч.
Продавочная жидкость:
ч.
Итого времени t=0,572 ч.
Расчетное время цементирования меньше, чем время начала загустевания, 0,75?tначала загустевай. По правилам безопасности время начала загустевания цементного раствора составляет 200-230 минут, Следовательно 0,75?200=150 минут.
Рисунок 2.11 -График работы цементировочных агрегатов
Работы начинает агрегат 3, закачивающий буферную жидкость. Затем идёт закачка облегченного цементного раствора агрегатами 1 .Потом закачивается цементный раствор агрегатом 2 . Затем идёт продавка . До достижении предельного давления идёт закачка на четвертей скорости. Последний 2 м3 продавочной жидкости закачивается на первой скорости.
Рисунок 2.12- График изменения давления на цементировочной головке при закачке цементного раствора
2.12 Обоснование способа контроля за качеством цементирования
Термометрию используют для определения распределения цементного раствора в кольцевом пространстве. Для этого спускают зонд замеряющий температуру в скважине. Как известно твердение цемента - процесс экзотермический, поэтому температура в скважине растёт. Отклонение от температурной кривой, составленной по градиенту температур может говорить о большом количестве цемента в данном интервале из- за каверн или поглощений.
Акустическая цементометрия используются для проверки сцепления цементного камня с обсадной колонной и горной породой. Способ основан на оценке времени прохождения сигнала, отраженного от границы раздела фаз (ЦК/ОК,ЦК/ГП).Если контактные зоны плотные то время возращения сигнала очень большое. По времени возращения сигнала и определяю качество цементирования. На показания метода сильное влияние оказывает буровой раствор, глинистая корка, и работы внутри обсадной колонны. Качество контакта ЦК/ГП можно оценить только при хорошем контакте ЦК/ОК.
С помощью гамма методов определяют плотность вещества, находящегося за обсадной колонной. При этом можно определить равномерность заполнения за трубного пространства, плотность раствора и эксцентриситет обсадной колонны. Рекомендуется использовать эти методы при разнице плотностей промывочной жидкости и цементного раствора более 300 кг/м3.
Для получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией (контроль за термостойкостью цементного камня), акустическими и радиоактивными цементмерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.
3. Техника для строительства скважин
3.1 Выбор буровой установки
Типовой комплект бурового оборудования, конструктивные узлы ипривышечные сооружения выбираются в зависимости от глубиныи конструкции скважины, вида потребляемой энергии, способа бурения.
Класс буровой установки (БУ) для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирается по номинальной грузоподъёмности, которую не должен превышать наибольший вес применяемой компоновки с учётом перегрузок (затяжки, прихваты). Грузоподъёмность вышки, лебедки и талевой системы должна обеспечивать безопасное проведение работ по подъёму, спуску и расхаживайте наиболее тяжёлой колонны.
Масса ОК m, кг, определяется по формуле (3.1).
, (3.1)
где - суммарная длина труб ОК, м;
- масса 1 м обсадной трубы; кг/м.
Определим массу эксплуатационной колонны, кондуктора и направления:
кг;
кг;
кг.
Также необходимо определить массу бурильной колонны:
(3.2)
где - масса долота, кг;
- масса калибратора, кг;
- масса забойного двигателя, кг;
- масса УБТ, кг;
- масса техсистемы, кг;
- масса СБТ, кг.
Тогда масса бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну:
,
Максимальная нагрузка на крюк , Н, определяется по формуле (3.3).
, (3.3)
где - максимально ожидаемая масса подвешиваемого инструмента, кг;
- плотность материала труб, кг/м3;
- коэффициент запаса.
Максимальная нагрузку на крюк:
Н.
Так как район ведения буровых работ электрифицирован, то привод БУ можно сделать электрическим. Из имеющихся видов БУ с учетом оптимизации этому требованию удовлетворяет установка БУ-3000 ЭУК-1М, условная глубина бурения которой 3000 м, грузоподъемность 1700 кН.
Таблица 3.1 - Техническая характеристика БУ-3000 ЭУК-1М
|
Параметры |
Значения |
|
|
Условная глубина бурения, м |
3000 |
|
|
Допускаемая нагрузка на крюке, кН |
1700 |
|
|
Общая установленная мощность привода основных механизмов, кВт |
500 - 640 |
|
|
Скорость подъема крюка, м/с |
0,2 - 1,7 |
|
|
Проходной диаметр стола ротора, мм |
700 |
|
|
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН |
2500 |
3.2 Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей
Своевременная и качественная очистка буровых растворов промывки от частиц выбуренных пород является важнейшим условием эффективности процесса бурения разведочных скважин. Накопление шлама в промывочной жидкости снижает его качество: ухудшается глинообразующая способность раствора , что вызывает образование толстой рыхлой корки на стенках скважины и ведет к опасности обрушения. Использование зашламованных растворов часто приводит к образованию прихватов и сальников бурильной колонны, преждевременному износу насосов и бурового оборудования, а также излишнему расходу реагентов
Увеличивается возможность гидроразрыва пласта и поглощения пластов значительно вследствие увеличения плотности промывочной жидкости . Частицы породы, имеющие коагулирующие свойства, например ангидрид, могут привести к необратимой коагуляции промывочной жидкости. Затраты на очистку промывочных жидкостей, а также решение этих проблем, связанных с увеличенным содержанием твердой фазы, составляют значительную часть общих затрат на бурение скважин.
Для очистки буровых растворов от шлама применяют комплекс разных механических устройств: вибросита, гидроциклонные шламоотделители, сепараторы, центрифуги. Более этого, в наиболее благоприятных условиях до очистки от шлама промывочную жидкость производят обработку реагентами-флокулянтами, что позволяет увеличить эффективность очистных устройств.
Система очистки является сложной и дорогостоящей, однако в большинстве случаев ее применение оправдано за счет увеличения скорости бурения, снижения затрат на регулирование свойств промывочной жидкости, снижения степени сложности ствола скважины, соблюдения требований охраны окружающей среды.Анализ влияния основных параметров промывочных жидкостей на показатели бурения
Влияние содержания и состава твёрдой фазы на показатели бурения в основном связано с изменением перепада давления между гидродинамическим в скважине и пластовым. Исследования Д. Мерфи показали, что значительно на изменение скорости бурения влияет перепад давления в пределах плюс, минус 3,5 МПа (рисунок 4.1). Положительный перепад давления (плюс 3,5МПа) в стволе скважины при бурении в большинстве сланцев приводит к уменьшению механической скорости почти вдвое, а отрицательный (минус 3,5 МПа) при бурении в тех же породах увеличивает механическую скорость проходки в два раза[16].
В поддержании ствола скважины в удовлетворительном состоянии имеет значение, кроме прочего, использование промывочных жидкостей максимально свободных от посторонних твердых частиц, этому способствует высококачественная очистка промывочной жидкости от бурового шлама. Зависимость основных показателей бурения от содержания твердой фазы в буровом растворе показана на рисунке 4.2. Снижение содержания твёрдой фазы в растворе на 1% увеличивает показатели работы долот на 7-10%, сокращает время бурения, и уменьшает затраты энергии на работу долот [16].
Рисунок 4.1 - Зависимость механической скорости проходки от перепада давления А - сланцы с нулевой проницаемостью; В - песчанистые или илистые сланцы; С -твёрдые породы типа доломита или известняка
Рисунок 4.2 - Зависимость показатели бурения от содержания твердой фазы в буровом растворе, % 1 - затраты энергии на работу долот; 2 - время бурения; 3 - проходки на долото
Наличие твёрдых частиц различного происхождения на показатели бурения не одинаково. По данным Оклахомского университета, полученным при анализе работы 317 долот в одной и той же породе, на одном месторождении (рисунок 4.3) следует, что наибольшее влияние на скорость бурения оказывает содержание в растворе дисперсных глинистых частиц (кривая 2), а влияние бурового шлама (кривая 1) меньше, содержание баритовых частиц (кривая 3) незначительно влияет на изменение скорости бурения [16].
Рисунок 4.3 - Зависимость механической скорости проходки от содержания твёрдых частиц 1 - бурового шлама; 2 - дисперсных глинистых частиц; 3 - баритовых частиц
На механическую скорость проходки существенно влияет вязкость промывочной жидкости, являющаяся функцией содержания и состава твёрдой фазы (рисунок 4.4). Интересно отметить, что рост вязкости свыше 0,04 Па•с очень незначительно влияет на механическую скорость проходки. Наибольшее влияние оказывает изменение вязкости до 0,028 Па•с. [16].
Рисунок 4.4 - Зависимость механической скорости проходки от вязкости промывочной жидкости
В условиях высоких забойных температур влияние избытка твёрдой фазы в буровом растворе усугубляется тем, что существенно снижается термостойкость глинистых растворов, более резко выражены процессы пептизации и коагуляции глинистых частиц, которые в обычных условиях несколько заторможены.
Низкое качество очистки промывочных жидкостей является основной причиной возникновения аварий и осложнений, связанных с поглощениями раствора, прихватами бурильных и обсадных труб, осыпями и обвалами стенок скважин. Эффективная очистка промывочных жидкостей от выбуренной породы - важнейший фактор, способствующий снижению затрат материалов на регулирование свойств промывочных жидкостей, а также повышению технико-экономических показателей бурения скважин[16].
Методы очистки буровых промывочных жидкостей
Способы очистки промывочной жидкости от шлама можно подразделить на следующие: естественные; принудительно-механические (сита); принудительно - гидравлические (гидроциклоны и центрифуги); физико-химические; комбинированные.
Твердые частицы в буровой промывочной жидкости разделяются на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и пески (более 80 мкм). В случае если размеры частиц меньше, они сложнее выводятся из промывочной жидкости. Особую сложность представляет собой процесс удаления лишней твердой фазы, представленной глинистыми разностями. Такие частицы в процессе бурения обычно быстро изменяются до размеров исходной дисперсной фазы.
Естественные методы очистки буровой промывочной жидкости.
Естественные способы очистки промывочной жидкости заключаются в осаждении частиц пробуренной породы под влиянием силы тяжести в циркуляционной системе скважины на земной поверхности. Циркуляционная система данного способа очистки состоит из желобов, отстойников и приемных емкостей. Длина и размеры желобов, количество и объем отстойников и приемных емкостей (амбаров) определяются глубиной и диаметром скважины и условиями бурения[17].
К преимуществам данного способа очистки относится простота конструкции и эксплуатации желобной системы. Но работы по очистке желобной системы и отстойников от шлама ведутся вручную, что сопровождается большими до (10- 15) % потерями промывочной жидкости, загрязняющей территорию, отведенную под буровую установку. Желоба и отстойники не позволяют очистить тиксотропную промывочную жидкость от мелкого песка, поэтому качество жидкости, несмотря на принятые меры, со временем ухудшается и ее приходится заменять или использовать другие способы очистки.
Принудительные механические методы очистки .
Принудительные методы механической очистки - это очистка с помощью специальных приборов, путем процеживания промывочных жидкостей на сетках. Механические устройства очистки включают вибрационные сита, конвейерные сита и сепаратор[20].
Принудительные гидравлические методы очистки.
Принудительные методы гидравлической очистки осуществляются в гидроциклонах и центрифугах. Принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости, основан на гидроциклонном разделении твердых частиц и жидкости [20].
Центрифуга (от латинского centrum - центр и fuga - бегство, бег) разделяет промывочную жидкость на составляющие компоненты под действием центробежных сил, которые возникают при высокой скорости вращения барабана. Принцип работы центрифуги основан на различии плотностей веществ, входящих в состав промывочной жидкости. При отделении твёрдые частицы, как более плотные, примыкают к внутренней поверхности барабана и оседают на ней, а образовавшаяся жидкая фаза отводится[20].
Очистки промывочной жидкости Физико-химическими методами.
Физико-химические методы очистки промывочной жидкости основаны на процессах флокуляции, коагуляции и разбавления. Также используется комбинация этих процессов. Они используются для полного удаления глинистой твердой фазы из промывочной жидкости[20].
Флокуляция заключается во введении реагента-флокулянта, который обеспечивает соединение частиц выбуренной породы с последующим осаждением в отстойниках. Коагуляция применяется для частичного или полного удаления твердой фазы из раствора.
Разбавление применяют для резкого повышения реологических параметров промывочной жидкости, когда даже крупные частицы не отделяются в системах очистки. Разбавление проводится водой или очищенной промывочной жидкостью с низкими реологическими параметрами.
Комбинированные методы очистки буровой промывочной жидкости.
Наилучший результат очистки промывочной жидкости от шлама происходит при комбинации перечисленных выше методов, то есть так называемые комбинированные методы очистки. Различные варианты очистки промывочной жидкости от выбуренной породы:
Одноступенчатая, состоящая из одного, двух или трёх вибросит с желобной системой или без неё;
двухступенчатая, включает в себя вибросито и пескоотделитель;
трёхступенчатая, состоит из вибросита, пескоотделителя и илоотделителя;
четырёхступенчатая, когда первые три ступени дополняет центрифуга;
пятиступенчатая система, помимо оборудования, входящего в четыре ступени, оснащается блоком флокуляционной очистки[20].
Наиболее важными дополнениями к любому из вариантов систем очистки являются дегазатор и газоотделитель, поскольку они служат для поддержания полной циркуляции при вспенивании промывочной жидкости от химических реагентов, а также для удаления опасного для жизни газа - сероводорода, выделяемого при бурении в промывочную жидкость[20].
Как часть системы циркуляции, приборы должны быть установлены в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна проходить в следующей технологической цепочке: скважина > газовый сепаратор > блок грубой очистки от шлама (вибросита) > дегазатор > блок тонкой очистки от шлама (пескоотделители и илоотделители, сепаратор) > блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).
В случае отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при применении неутяжеленного раствора обычно не используют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленной промывочной жидкости обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (илоотделители и пескоотделители).
Если говорить иначе, каждое оборудование необходимо для выполнения четко определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Из этого следует, что выбор оборудования и технологии очистки промывочной жидкости от шлама основывается на условиях бурения скважины[20].
Сравнительный анализ систем очистки буровой промывочной жидкости отечественного и зарубежного производства на основе опубликованных данных
Очистка буровых растворов с помощью вибросит.
а) Конструкция и производители.
В настоящее время чаще всего используются вибросита и системы очистки импортного («Swaco» и др.) или совместного (российско-американское -- «Ucom») производства. Они обладают высокими показателями качества изготовления и глубины очистки. Основными факторами, влияющими на глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеиваемая поверхность[17].
Рисунок 4.5 - Схематичное изображение вибросита 1- станика; 2 - приемник с распределителем потока; 3 - вибратор; 4 - сетка; 5 - вибрирующая рама; 6 - амортизаторы; 7 - поддон для сбора очищенного раствора
Работа вибросита заключается в следующем. Раствор от устья скважины самотеком проходит в распределитель 2 , а затем на сетку 4. Распределитель 2 позволяет обеспечить равномерное поступление к вибрационной раме по всей ширине. Частицы, обладающие размерами, превышающими размер ячеек сетки, перемещаются к краю виброрамы за счет колебательного движения сетки, совершаемого вместе с виброрамой, и выбрасываются в амбар. Раствор переходит через сетку и поступает на дальнейшую очистку[18].
Вибросита делятся по типу вибрации на (рисунок 4.6):
круговые, конструкция первых вибросит с минимальными развиваемыми гравитационными силами. Этот вид вибросита иногда используют для предварительной очистки раствора от крупных глинистых пород;
эллиптические, модификация первого типа, где центр вибрации поднят над рамой и противовесы на вибраторе используются для создания эллиптического движения, которое изменяется по интенсивности и форме вдоль длины вибрационной рамы. Вибросита с эллиптическим движением обладают повышенной гравитационной силой по сравнению с типом 1 и меньшей транспортирующей способностью по сравнению с типами 1 и 3. Они использовались при работе с утяжеленными растворами и в качестве осушающих сит для пульпы из-под гидроциклонов;
линейные, с помощью двух вибраторов, вращающихся в противоположном направлении, создается сила, направленная вверх или вниз в тот момент, когда противовесы находятся как в вертикальном положении, так и в горизонтальном положении. Они являются наиболее универсальными, они обладают повышенной гравитационной силой и относительно быстрой транспортирующей способностью, которая зависит от угла наклона рамы и положения вибраторов;
сбалансировано эллиптические, есть три основных способа получить этот тип вибрации. Наиболее распространенными из них являются:
1)вибраторы устанавливаются по бокам вибрационной рамы, вращаются в разные стороны и наклонены в двух плоскостях;
2) запатентованный компанией M-I SWACO (вибросито Mongoose PT) подход использования третьего вибрационного двигателя. В этом случае два вибратора используются, когда нужно получить линейный тип вибрации, а третий включается в работу, когда нужно получить сбалансировано-эллиптический тип вибраций виброрамы.
Рисунок 4.6 - Типы вибрации
б) Сетки.
В нефтяной промышленности используют термин «число меш». Число меш -- количество ячеек сетки на линейный дюйм (количество нитей плетения на линейный дюйм сетки). Соответственно, чем больше количество мешков, тем качественнее очистку обеспечит такая сетка. Различные производители используют различные серии стандартных размеров сеток вибросита, однако некоторые размеры от разных производителей иногда совпадают или очень близки по значению[17].
Производственный опыт показал, что оптимальным соотношением между длиной и шириной просеивающих устройств является соотношение 2: 1, а размер сетки не должен превышать следующих величин: длина 2,6 м, ширина 1,3 м. Самая высокая производительность вибросита достигается тогда, когда шлам состоит из песка, самая низкая-когда шлам представлен вязкими глинами. Производительность вибросита может существенно изменяться в зависимости от типа и дисперсного состава шлама [18].
Применение вибросита для очистки бурового раствора доказало, что эффективность очистки увеличивается по мере нахождения раствора на сетке. Это может быть достигнуто путем уменьшения угла наклона сетки, увеличения длины сетки, уменьшения скорости потока, изменения направления движения частиц, уменьшения амплитуды колебаний сетки и одновременного использования двух последовательных или параллельных сеток[18]. Диаметра проволоки и способа плетения одной и той же сетке могут быть назначены различные размеры, в зависимости от производителя. Следовательно, нельзя использовать только этот параметр для сравнения сеток (рисунок 4.7) [17].
Вибросито отечественного производства марки ЛВС-1М.
Наибольшее внимание следует уделить виброситам, поэтому именно на них приходится большая часть очистки бурового раствора от шлама. Для утяжеленных буровых растворов это, по сути, единственное высокоэффективное устройство. Вибрационные сита марки ЛВС-1М используются широко в практики отечественного бурения, выпускаемые фирмой «Техномехсервис».
Рисунок 4.7 - Типоразмер сеток в мешах
Bибpoситo ЛВС-1М (рисунок 4.8) с линeйными кoлeбaниями иcпoльзуeтся для кoмплектации cтaциoнаpных и эшeлoнных ЦС. Сито создается по аналогии с зарубежными образцами. Данное сито обеспечивает лучшую степень очистки буровых растворов, повышенную производительность, и сброс более сухого шлама. Вибросито ЛВС-1М является устройством с двумя последовательно установленными ситовыми поверхностями. Угол наклона вибрирующей рамы регулируется с помощью регулировочных винтов от +3° до -5°. На виброузлах вибросита ЛВС-1М установлены 2 вибродвигателя производства итальянской компании ITALVIBRAS. Подключение вибраторов проводят таким образом, чтобы дебалансы вращались в противоположные стороны. После достижения номинальных частот вращения валов вибраторов, вращение самосинхронизируется и дебалансы вращаются в противофазе. Синхронное вращение дебалансов ведет к образованию линейных поступательных колебаний виборами. Виброрама, а заодно и кассеты, находятся в колебательном движении, жидкость активно фильтруется через сетку, а механические смеси, превышающие размер ячеек сетки, остаются на поверхности сетки и транспортируются вибрацией в нижнюю кассету. На нижней кассете проходит дополнительная сушка твердой фазы, а затем она сбрасывается в отвал в виде шлама. Вибросито ЛВС-1М обладает регулируемым углом наклона и амплитудой колебаний, что характерно для всех шейкеров, выпускаемых компанией «Техномехсервис». Существует также полный комплект вибраторов с натяжными болтами и гайками из нержавеющей стали, а также герметизация электропроводки от вибраторов во взрывозащищенной клеммной коробке, закрепленной на вибросите. Потребителю нужно только подключить силовой кабель от пускателей в клеммную коробку.
Величина виброускорения составляет 50 м/с2 при диапазоне колебаний (3- 4) мм обеспечивает как хорошее прохождение раствора через сетку, так и надежную транспортировку осадка. При уменьшении величины ускорения (например, при замене нагрузки на меньшую или понижении частоты колебаний) происходит снижение качества или даже полное прекращение транспортировки шлама, уменьшение производительности сита. Повышение виброускорения выше 50 м / с2 понижает долговечность как сетчатого полотна, так и всей виброрамы в целом.
Рисунок 4.8 - Вибросито ЛВС-1М
Таблица 4.1 - Техническая характеристика вибросита ЛВС-1М
|
Параметры |
ЛВС-1М |
|
|
Максимальная пропускная способность на сетке с размерами ячеек 0,16x0,16 мм при бурении на воде, л/с |
45 |
|
|
Ситовые кассеты, ширина, мм |
1140+/-3.3 |
|
|
Ситовые кассеты, длина, мм |
1212+/-3.3 |
|
|
Рабочая поверхность не менее |
2,6 м кв. |
|
|
Частота вращения электродвигателя не более |
1450+/-50 об/ мин |
|
|
Мощность электродвигателя |
1,5 кВт |
|
|
Максимальная амплитуда колебаний вибрирующей рамы |
2,0 мм |
|
|
Вид колебаний |
Линейные |
|
|
Частота колебаний рамы |
24.5+/-0.5 Гц |
|
|
Угол наклона рамы |
+5+/-6'… - 3+/-6' град |
|
|
Уровень звука на рабочем месте в установившемся режиме не более |
80ДБА |
|
|
Масса без запасных частей не более |
1650 кг |
|
|
Установленный ресурс до капитального ремонта не менее |
10000 час |
|
|
Наработка на отказ вибратора не менее |
4000 час |
|
|
Средний срок службы |
10 лет |
|
|
Длина, мм |
3000 |
|
|
Ширина, мм |
1750 |
|
|
Высота, мм |
1360 |
|
|
Вынуждающая сила |
50 КН |
Вибросита зарубежного производства марки ALS-II.
Регулируемое линейное вибросито (РЛВ-П) представляет собой конструкцию открытого типа с одним уровнем и двумя рабочими сетками. Эффективное ускорение силы тяжести (G-фактор) устанавливается относительным перемещением противовесов вибраторов от 0 до 100%. Регулировка с помощью противовесов позволяет увеличивать амплитуду до 9,5 мм и ускорение силы тяжести до 6,25 g[3] .
Эффективное удаление шлама обеспечивается регулируемой каскадной системой очистки буровых промывочных жидкостей за счет обеспечения возможности движения рабочего полотна вибросита по линейной и эллиптической траекториям . Конструкция системы компактна и в то же самое время позволяет максимально удалить мельчайшую твердую фазу, что делает ее особенно удобной для бурения на шельфе. В состав вибросита входит система гидроциклонов и вибросито для удаления мелких частиц бурильной породы из буровой промывочной жидкости, включая утяжеленные. Рабочие сетки имеют пластмассовый прослой, что обеспечивает более эффективное перемещение шлама и увеличение срока службы сетки [3]. Технические характеристики данного вибросита представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Техническая характеристика вибросита ALS-II
|
Параметры |
ALS-II |
|
|
Производительность, л/с |
56,7 |
|
|
Количество сеток/ ярусов |
2/1 |
|
|
Площадь поверхности ситовых кассет, м2 |
2,97 |
|
|
Угол наклона виброрамы, град |
+3 - 3 |
|
|
Характер движения |
линейный |
|
|
Амплитуда колебаний, мм |
1-3 |
|
|
Частота колебаний, с-1 |
25 |
|
|
Мощность привода, кВт |
2,46 |
|
|
Длина |
3188 |
|
|
Ширина |
1600 |
|
|
Высота |
1549 |
|
|
Масса, кг |
1587 |
ВЕМ-600 -- сбалансировано эллиптическое вибросито.
Вибросито BEM-600* - это вибросито второго поколения сбалансированного эллиптического движения компании от M-I SWACO*. Оно обеспечивает лучшее удаление твердых частиц и восстановление жидкости при меньшем износе щита, занимая при этом относительно небольшую площадь. Обладает пневматической системой крепления сеток. Благодаря установке пневмогидравлического домкрата, возможно, дистанционно регулировать угол наклона рамы. Имеет встроенное сито предварительной очистки. Механизм крепления сеток и регулировки угла наклона рамы приводится в действие пневматической системой буровой установки. Используется новая технология сеток «Magnum» (рисунки 4.9 и 4.10)[17].
Вибросито оснащено заменяемым приемным емкостью, распределителем потока и высококачественными вибраторами, поддоном между верхним и нижним уровнями сеток . Соответствует стандартам CE и NORSOK.
Конструктивные особенности:
повышена эффективная площадь рабочего полотна;
конструкция полностью состоит из нержавеющей стали;
наличие индикатора положения угла наклона рамы.
Рисунок 4.9 - Технология изготовления сеток Magnum
Рисунок 4.10 - Четырехслойные сетки Magnum
Очистка буровых промывочных жидкостей с помощью гидроциклонов.
Илоотделитель и пескоотделитель состоят из гидроциклонов, помещенных на одном коллекторе, и насоса, который подает раствор из емкости ЦС в коллектор, и далее в каждый гидроциклон(рисунок 4.11). Число гидроциклонов в установке составляет от 2 до 16.
Рисунок 4.11 - Гидроциклон 1- цилиндрический корпус ,2- конический корпус,3- тангенциальный патрубок, 4 - сливной патрубок, 5-насадка
Схематично работа гидроциклона может быть представлена в упрощенном виде следующим образом. Подлежащий очистке раствор перекачивается из ЦС под давлением в общий коллектор гидроциклонов, из которого он подается с высокой скоростью (до 20 м/с) по патрубку 3 в корпус 1 каждого гидроциклона. Поскольку патрубок 3 является тангенциальным, раствор в корпусах 1 и 2 приобретает вращательное движение и под влиянием центробежной силы приобретает определенное положение. По оси гидроциклона образуется свободное пространство. Свободная поверхность раствора, вращающегося в неподвижном корпусе гидроциклона, обладает примерно цилиндрической формой и ограничивает воздушный столб. Раствор сливается через патрубок 4 в коллектор и выбрасывается в ЦС. В связи с тем, что раствор в гидроциклоне вращается, на каждую частицу породы, находящуюся в нем, влияет центробежная сила, заставляющая частицы оседать на стенках тел 1 и 2. Под давлением раствор, непрерывно подаваемый в гидроциклон по патрубку 3, и под влиянием силы тяжести частицы движутся вдоль стенок не по кругу, а по спирали, постепенно опускаясь вниз к насадке 5, при которой они еще вращательным движением вместе с небольшой частью раствора выбрасываются из насадки в пульпоприемник. Поскольку раствор все время выходит из гидроциклона через патрубок 4, он также забирает с собой часть воздуха, поэтому воздух всегда всасывается через патрубок 5 в гидроциклон [18].
Диаметр конуса является главным фактором, определяющим мощность гидроциклона. Более крупные гидроциклоны имеют более высокую пропускную способность и, как правило, более низкую эффективность разделения твердой фазы[3]. Пескоотделитель и илоотделитель отличаются тем, что пескоотделитель имеет гидроциклоны большего диаметра (150-400) , однако линейная скорость раствора на входе у них примерно одинакова. Пескоотделитель используется для предотвращения перегрузки илоотделителя при высоких скоростях бурения, когда большое количество пробуренной породы поступает в раствор в единицах времени.
Преимуществами гидроциклонов являются их простота и отсутствие движущихся частей. Недостатками являются узкий диапазон оптимальных режимов работы для каждого типа гидроциклона и невозможность надежно отделить частицы размером менее 40 мкм. Также, при очистке высоковязких промывочных жидкостей часто возникает необходимость разбавить раствор водой или очищенным раствором перед вводом его в гидроциклон. Соотношение количества воды и раствора может достигать 0,5: 1. Степень очистки увеличивается, но в целом качество раствора понижается, и и для его восстановления необходимо дополнительные меры [20].
Очистка буровых промывочных жидкостей с использованием гидроциклонов отечественного производства ГЦК-360 и ИГ 45М.
Гидроциклон отечественного производства ГЦК-360 (пескоотделитель) предназначен для очистки буровых промывочных жидкостей от пековых фракций при бурении нефтяных и газовых скважин (рис.4.12) [18].
Гидроциклон ГЦК-360 используется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов. Он поставляется в собранном виде с набором заменяемых песчаных форсунок. Технические характеристики оборудования представлены в таблице 4.3.
Рисунок 4.12 - Гидроциклон ГЦК-360
Таблица 4.3 - Технические характеристики пескоотделителя ГЦК-360
|
Производительность, л/с |
0,045 |
|
|
Наименьший размер частиц плотностью 2,6x103 кг/м3, удаляемых на 95% и более при работе на буровом растворе плотностью 1,1x103-1,2x103 кг/м3, мм |
0,05 |
|
|
Рабочее давление перед гидроциклонами, МПа |
0,3±0,05 |
|
|
Габаритные размеры, мм |
1690x665x540 |
|
|
Масса, кг, не более |
345 |
Рисунок 4.13 - Илоотделитель гидроциклонный ИГ 45М
Илоотделитель гидроциклонный ИГ 45М (рисунок 4.13) предназначен для очистки неутяжелённого бурового раствора от частиц выбуренной породы при бурении нефтяных и газовых скважин [3]. Технические характеристики оборудования представлены в таблице 4.4 [19].
Применяется в составе циркуляционных систем буровых установок всех классов.
Таблица 4.4 - Технические характеристики илоотделителя ИГ45М
|
Пропускная способность, м3/с |
45 |
|
|
Наименьший размер частиц плотностью 2,6x103 кг/м3, удаляемых на 95% и более при работе на буровом растворе плотностью 1,1x103-1,2x103 кг/м3, мм |
0,05 |
|
|
Диапазон регулирования диаметра пескового отверстия, мм |
20-12 |
|
|
Рабочее давление перед гидроциклонами, МПа |
0,3±0,05 |
|
|
Количество гидроциклонов, шт. |
6 |
|
|
Габаритные размеры, мм, не более |
1730x520x1200 |
|
|
Масса, кг, не более |
200 |
Очистка буровых промывочных жидкостей с использованием гидроциклона заграничного производства компании «Swaco».
Среди конструкций гидроциклонов зарубежного производства наиболее известными являются гидроциклоны пескоотделители и илоотделители фирмы «Swaco» (рисунок 4.14).
Пескоотделители фирмы «Swaco» предназначены для удаления песка и абразивных частиц выбуренной породы размером до 50 мкм из буровых промывочных жидкостей. Пескоотделители выпускаются блоками из 1 сдвоенных 12-дюймовых циклонов. Производительность блока составляет 3185 дм3/мин. Сменные насадки различных диаметров позволяют варьировать степень (глубину) очистки в широком диапазоне. В конструкции пескоотделителя традиционно для фирмы «Swaco» используется угол конусности 20°, что позволяет значительно снизить потери промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой. Кроме спаренных фирмой, выпускаются блоки пескоотделителей, состоящие из одного и трех циклонов с диапазоном производительности от 1900 до 5700 дм3/мин. Наиболее эффективными признаны пескоотделители «Swaco» модели 212[18].
Илоотделители фирмой «Swaco» (рисунок 4.15) поставляются смонтированными на раме в различном исполнении с производительностью бурового раствора от 140 до 340 м3/ч. Используются для удаления в основном частиц ила размером 20 мкм и более. Уникальная конструкция сдвоенного циклона илоотделителя «Swaco» представляет собой два 4-дюймовых (101,6 мм) полиуретановых циклонов, установленных как единое целое [18].
Рисунок 4.14 - Песко- и Илоотделители фирмы «Swaco»
Конструкция полиуретанового циклонного илоотделителя обладает углом конусности 20° по сравнению с обычным углом 15° на большинстве подобных установок, что позволяет значительно снизить потери промывочной жидкости, увлекаемой твердой фазой . Илоотделители расположены попарно - по два 4-дюймовых полиуретановых циклона на каждый выход. В ответ производительность больше на 40-50%, а потери жидкости меньше, чем у других сопоставимых одиночных 4-дюймовых циклонов. Применяется несколько модификаций илоотделителей, которые отличаются количеством циклонных пар, что приводит к различию в их производительности (таблица 4.5) [18].
Таблица 4.5 - Технические параметры различных модификаций илоотделителя «Swaco»
|
Модель |
Количество циклонов |
Размер рамы илоотделителя, мм |
Высота, м |
Вес, кг (без фланцев) |
Мощность, м3/ч |
||
|
Длина |
Ширина |
||||||
|
4Т4 |
8 |
1320 |
760 |
1,42 |
308 |
140 |
|
|
6Т4 |
12 |
1680 |
314 |
210 |
|||
|
8Т4 |
16 |
2030 |
387 |
270 |
|||
|
10Т4 |
20 |
2400 |
810 |
1,53 |
521 |
340 |
Очистка буровых промывочных жидкостей с помощью центрифуги.
При поступлении буровой промывочной жидкости в центрифугу под влиянием центробежных сил она разделяется на шлам (сгущенную твердую фазу) и очищенный раствор. Разделение бурового раствора в центрифуге идет непрерывно, причем очищенный раствор возвращается в циркуляционную систему, а шлам удаляется в шламосборник[18].
Очистка буровых промывочных жидкостей с использованием отечественной центрифуги марки ОГШ-50.
Центрифуги- это, безусловно, самое дорогое механическое устройство для удаления твердой фазы почти коллоидного размера.
Центрифугальная установка типа ОГШ-50 разработана для очистки от выбуренной породы буровых растворов и буровых сточных вод (рисунок 4.15) [3].
В состав центрифугальной установки включена горизонтальная осадительная центрифуга со шнековой выгрузкой обезвоженного осадка, силовой шкаф с сигнализацией, маслостанция, пост управления и ЗИП, расположенный во внутренних нишах установки[18].
Рисунок 4.15 - центрифуга ОГШ-50
Ротор центрифуги приводится в движение асинхронным электродвигателем с помощью клиноременной передачи. Изменение скорости вращения ротора выполняется путем перестановки двух ремней на многоступенчатых шкивах (4). Из опыта наиболее эффективного использования центрифуги при очистке бурового раствора выбраны четыре скорости вращения ротора. Одна из модификаций центрифужной установки ОГШ-462Л оснащена шкафом управления с плавным частотным регулированием частоты вращения двигателя. Шкаф управления с плавным частотным регулированием оснащен влажности воздуха внутри шкафа и автономной системой «климат-контроля» по температуре ,а также, при необходимости, дополнительной системой стабилизации входного напряжения источника питания в диапазоне от 320 до 450 В[18].
Вращающие элементы центрифуги динамически сбалансированы. Конструкция центрифуги дает возможность при необходимости выполнять динамическую балансировку узлов в рабочих условиях.
Очистка буровых промывочных жидкостей с использованием зарубежной центрифуги марки SWACO - 518.
Из зарубежных моделей центробежного очистного оборудования чаще всего используют центрифуги различных модификаций компании "Swaco".
Центрифуга SWACO-518 обладает повышенной точностью балансировки, обеспечивающей плавную работу в течение продолжительных периодов времени на скоростях от 1900 до 3250 об./мин и при центробежных нагрузках, которые достигают 2100 г. Применение центрифуги вместе с другим оборудованием для очистки бурового раствора обеспечивает возможность избирательного регулирования содержания частиц твердой фазы в зависимости от технологических требований и максимизацию эффективности контроля ее содержания[18].
При определенных режимах работы - скорости вращения 1900 об/мин. и производительности 946л/мин. - применение центрифуги Swaco-518 дает возможность увеличить выход твердых частиц из неутяжеленных буровых растворов с глубиной очистки до 6-9 мкм. Удаление мелких частиц размером 2-3 мкм обеспечивается установкой центрифуги на рабочие режимы со скоростью вращения 3250 об / мин и центробежной нагрузкой, которая достигает 2100 г.
Центрифуга SWACO-518 представляет собой высокоскоростной и высокопроизводительный декантор. Основное приводное устройство дает возможность изменять частоту вращения ротора (1900, 2500, 3200 об / мин) с использованием ступенчатых шкивов. Задний привод I позволяет плавно регулировать скорость вращения шнека.
Сравнение результатов полевых испытаний доказывает, что центрифуга уменьшает количество отходов по сравнению с альтернативой разбавления / замещения на 30-60%, в соответствии с плотностью бурового раствора. При обработке утяжеленных буровых промывочных жидкостей она снижает объем отбросов на 45% [18].
3.3 Эффективность работы вибросит BEM-600 и VSM-300
Испытания проводились в Эдинбурге [20].
Тип раствора: раствор на водной основе
Свойства:
- плотность раствора 1,26 г/см3
- содержание твердой фазы 12%
- содержание песка 1%
Таблица 4.6 - Данные по сеткам
|
Test No. |
1 |
2 |
3 |
|
|
ВЕМ - 600 |
200 меш Magnum HC |
200 меш Magnum HC |
200 меш Magnum HC |
|
|
VSM - 300 |
230 меш HiFlo TBC |
210 меш HiFlo TRSF |
200 меш HiFlo TBC |
Цели исследования:
- Анализ уровня шума
- Анализ вибрационного движения
- Пропускная способность
- Объем отсепарированного шлама
- Сухость шлама
Уровень шума
- Вибросито VSM 300 89Дб
- Вибросито BEM 600 79Дб
Сравнение результатов полевых испытаний показывает, что уровень шума у вибросита VSM-300 больше чем у вибросита BEM-600 на 9%. Вибросито BEM-600 имеет низкую показатель уровня шума, по сравнению с виброситом VSM-300, благодаря плавному движению вибрационных рам и изготовлению вибросита BEM-600 полностью из нержавеющей стали.
Сравнение результатов полевых испытаний показывает, что наиболее качественной очисткой бурового раствора (выше на 35%) за счет движения рабочего полотна вибросита имеет BEM 600.
а) вибросито VSM 300
б) вибросито BEM 600
Рисунок 4.16 - Анализ вибрационного движения
Таблица 4.7 - Пропускная способность(gpm)
|
Test No. |
1 |
2 |
3 |
|
|
BEM - 600 |
200 |
488 |
400 |
|
|
VSM - 300 |
90 |
350 |
190 |
Сравнение результатов полевых испытаний показывает, что пропускная способность у вибросита BEM - 600 выше на 42%.
Рисунок 4.17 - Пропускная способность
Таблица 4.8 - Объем отсепарированного шлама (кг/час)
|
Test No. |
1 |
2 |
3 |
|
|
BEM - 600 |
1020 |
1820 |
2470 |
|
|
VSM - 300 |
490 |
1260 |
1330 |
Рисунок 4.18 - Объем отсепарированного шлама
Сравнение результатов полевых испытаний показывает, что объем отсепарированного шлама у вибросито BEM - 600 больше на 42%.
Таблица 4.9 - Сухость шлама(%)
