Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

205

та. Применение данного гидрофобизирующего состава в качестве ЖГС перед под-

земным ремонтом позволит снизить обводненность добываемой продукции и увели-

чить дебиты скважин по нефти.

Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добываю-

щих скважин рекомендованы новые составы технологических жидкостей для на-

правленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП при подземном

ремонте. Разработанные составы обладают гидрофобизирующими свойствами, что

выгодно отличает их от традиционно используемых систем на водной основе.

С учетом высокой частоты проведения подземного ремонта скважины (ПРС)

(в среднем 1 ремонт в 1-1,5 года) предложен новый подход к решению проблемы

сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП, суть

которого заключается в совмещении каждой операции глушения скважин перед под-

земным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными гидрофобизирующими

составами технологических жидкостей [2]. Сведения о технологиях и областях эф-

фективного применения этих составов представлены в табл. 3.

Эффективность технологии блокирования ПЗП перед ПРС составом ОВНЭ, раз-

работанным совместно с ООО «ОТО», подтверждена результатами промысловых испы-

таний, проведенных на 290 скважинах месторождений Западной Сибири. Результаты

испытаний показали высокую эффективность применения данной технологии в виде

увеличения дебитов в среднем на 5-10 м

/сут, сокращения сроков вывода скважин на

режим до 1-3 суток и снижения обводненности добываемой продукции на 20-30%.

Таблица 3

Технологии применения разработанных составов технологических жидкостей

Показатели

Разработанный состав

ОВНЭ ВГС ОКНЭ

Характеристика

состава

Обратная водонефтяная

эмульсия – блокирующий

гидрофобный состав

Водный гидрофобизирую-

щий состав (1%-ная водная

дисперсия реагента-

гидрофобизатора)

Обратная

кислотонефтяная

эмульсия – интенсифици-

рующий гидрофобный

состав

Область

эффективного

применения

Низкопроницаемые

коллекторы с малой и

средней обводненностью

(до 60%)

Средне–

и высокопроницаемые

коллекторы с высокой

обводненностью

(более 60%)

Средне–

и высокопроницаемые

коллекторы

Тип коллектора Терригенный Терригенный Карбонатный

Технология

применения

Перекрытие интервала

перфорации

без продавливания в ПЗП

Продавливание в ПЗП из

расчета 1,5-2,0 м

на 1 м

эффективной толщины

продуктивного пласта

Продавливание в ПЗП из

расчета 1,0-1,5 м

на 1 м

эффективной толщины

продуктивного пласта

Реализация технологий направленного регулирования фильтрационных харак-

теристик ПЗП за счет применения разработанных гидрофобизирующих составов

жидкостей глушения и стимуляции скважин путем их использования перед подзем-

ным ремонтом позволит повысить эффективность эксплуатации скважин, что в итоге

обеспечит наиболее полное извлечение нефти из недр.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учеб. пособие /

Ю.В. Зейгман. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. – 78 с.

2. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра,

2006. – 295 с.

206

3. Рогачев М.К., Мардашов Д.В., Стрижнев К.В., Зейгман Ю.В. Разработка технологий

глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте // Нефтегазовое

дело, 2007. – Т. 5. – №2. – С. 55-58.

4. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения про-

дуктивности нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2004. – 711 с.

УДК 622.276

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ЗАЩИТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

УСТАНОВОК СЕРООЧИСТКИ ЖАНАЖОЛЬСКОГО

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОТ КОРРОЗИОННЫХ РАЗРУШЕНИЙ

А.Д. Медведев, Л.Н. Хромых, И.А. Маринин

Проведены исследования на установке сероочистки ЖНГК, перерабатывающей неф-

тяной газ, содержащий в объёмных долях, %: 1,776 Н

S и 0,745 СО

Максимальная

эффективность ингибирования до 94,4% достигается при дозировании ингибитора

ИНКОР-газ в количестве 100 г на тонну.

Проблема повышения долговечности оборудования является чрезвычайно ак-

туальной для нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности.

Анализ эксплуатации нефтяного и газового оборудования показал, что кроме

равномерного разрушения поверхности металла часто наблюдаются случаи локали-

зации коррозионных поражений на отдельных участках.

Основными причинами, вызывающими такое разрушение оборудования, яв-

ляются одновременные воздействия агрессивных сред и напряжений.

Коррозия особенно интенсифицируется при насыщении среды сероводородом

и углекислым газом.

Проблема предотвращения коррозии металлического оборудования может быть

решена только комплексно с применением пленкообразующих ингибиторов коррозии,

что является наименее опасным как в коррозионном, так и в экологическом отношении.

Анализ условий работы оборудования в газоконденсатных средах показал, что

его частые порывы определяются одновременным воздействием агрессивной среды

и значительного напряжения, возникающего в теле трубы и концентрирующегося в

слабых местах дефектов.

Основной причиной коррозии технологического оборудования установок се-

роочистки является наличие в растворах абсорбента диэтаноламина кислых газов

S и CO

) в условиях повышенных температур. Кроме того, при переработке серо-

водородсодержащего газа увеличивается опасность наводороживания, что может

привести к растрескиванию металла аппаратов.

Определены наиболее агрессивные условия работы оборудования в техноло-

гическом процессе сероочистки.

Испытания проводили на установке сероочистки Жанажольского НГК, пере-

рабатывающей нефтяной газ, содержащий в объемных долях, %: 1,773 H

S и 0,745

СО

, в соответствии с технологией очистки газа (двухпоточная с двумя параллельно

установленными абсорберами, которые орошаются 30%-ным раствором ДЭА при

температуре 100 °С и давлении 2,02 МПа). Абсорбер представляет собой колонный

аппарат, снабженный внутри перекрестной регулярной насадкой «Петон». Затем че-

рез теплообменники, в которых он нагревается идущим противотоком горячим реге-

207

нерированным раствором ДЭА, направляется в десорбционную колонну на регене-

рацию. После регенерирования через теплообменные аппараты, где происходит его

охлаждение, он снова поступает в абсорбер.

Установлено, что скорость коррозии стали в растворах ДЭА зависит от степе-

ни насыщения их сероводородом (углекислым газом) и температуры раствора.

Введение H

S в раствор ДЭА, насыщенный СО

, снижает скорость коррозии

стали, однако повышает склонность к наводороживанию.

Повышение температуры раствора ДЭА при равном парциальном давлении

СО

и H

S увеличивает скорость коррозии.

Скорость коррозии в жидкой фазе проходит через максимум, а затем посте-

пенно замедляется. Такая зависимость, по-видимому, связана с формированием на

поверхности стали продуктов коррозии (сульфидов), обладающих в некоторой сте-

пени защитными свойствами. Напротив, скорость коррозии в газовой фазе имеет

тенденцию к постепенному увеличению во времени. Следует отметить, что скорость

коррозии в газовой фазе значительно выше, чем в жидкой, а разрушения носят пит-

тинговый характер. Образуемая сульфидная пленка обладает слабым защитным эф-

фектом, что связано с укрупнением во времени ее кристаллов и образованием рых-

лого слоя продуктов коррозии.

Таким образом, несмотря на то, что в жидкой фазе со временем происходит сни-

жение общей скорости коррозии, характер коррозионных поражений в виде питтингов и

язв представляет большую опасность, так как может привести к внезапному выходу из

строя технологического оборудования в результате образования сквозных разрушений

металла (свищей). Установлено, что наличие сульфидной пленки на поверхности метал-

ла не предохраняет оборудование от этого вида коррозионных разрушений.

Наиболее агрессивными являются: кислая вода, кислые газы на линии до сепа-

ратора, насыщенные кислыми газами среды ДЭА.

Следовательно, аппараты сероочистки требуют защиты не столько от общей кор-

розии, сколько от наводороживания, так как опасными условиями являются как высокие

концентрации сероводорода в насыщенных растворах, так и повышенные температуры

(90-110°С) регенерированных растворов с низкими концентрациями сероводорода.

Для защиты от общей коррозии, а также для уменьшения наводороживания стали

и снижения опасности сульфидного растрескивания на ЖНГК был рекомендован к при-

менению ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т», который впоследствии был там испытан.

Ингибитор коррозии «Инкоргаз-21Т» представляет собой композицию на ос-

нове азотосодержащих органических соединений, таких как амины, аминоамиды и

имидозолины в органических растворителях.

Ингибитор постоянно подавался дозировочным насосом в технологический

поток на вход насоса, перекачивающего раствор ДЭА, в таком количестве, чтобы

концентрация ингибитора в растворе ДЭА не превышала 100 г/т.

Контроль эффективности работы ингибитора осуществлялся гравиметриче-

ским и электрохимическим методами.

Гравиметрические исследования проводили на металлических пластинах из Ст. 20.

О скорости коррозии судили по снижению массы образцов до и после испытания.

Электрохимические исследования проводились с помощью зонда LPR и кор-

розиметра «АкКорд».

Как показали результаты опытно-промысловых испытаний, требуемая эффек-

тивность ингибирования оборудования установок сероочистки ЖНГК от 85,2% до

94,4% достигается при удельном расходе ингибитора коррозии «Инкоргаз-21Т»

100 г/т агрессивной среды (ДЭА).

УДК 553.98 (470.43)

208

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН

КАТАСТРОФИЧЕСКОГО ПОГЛОЩЕНИЯ НА ЗАПАДНО-

КОММУНАРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Л.А. Марченкова

Рассматриваются характеристики зон поглощений промывочной жидкости на Западно-

Коммунарском месторождении по материалам промыслово-геофизических исследований.

При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин часто на-

блюдаются зоны катастрофического поглощения промывочной жидкости, которые в

целом отрицательно влияют на темпы бурения и освоения скважин.

На Западно-Коммунарском месторождении фамен-турнейский комплекс дос-

таточно однороден и сложен чередованием пористых, слабопористых и уплотнен-

ных, преимущественно неглинистых карбонатов. Мощность комплекса выдержана

по площади и колеблется в пределах от 585 до 620 м.

В процессе бурения пород этого комплекса наблюдались поглощения промы-

вочной жидкости до полной потери циркуляции, провалы бурового инструмента, что

привело к многочисленным авариям в ряде скважин.

Наблюдаемые осложнения при прохождении пород фамен-турнейского воз-

раста связаны с развитием кавернозно-карстовых образований, которые возможно

выявить по материалам ГИС.

В разрезе турнейского яруса кавернозно-карстовые образования отмечены в

его нижней части, причем интенсивность их развития различна: от слабо выражен-

ной в скв. 56, 61, 64, 76, 96, характеризующейся как «возможно поглощающая» до

хорошо выраженной в скв. 59 и 67, где мощность этих образований достигает 13-

15 м. Следует отметить, что в скв. 59 и 65 наряду с кавернозными образованиями в

этих зонах прослеживаются карстовые прослои мощностью 2-3 м, на что особенно

нужно обратить внимание при вскрытии этой части разреза.

В заволжском горизонте в подавляющем большинстве скважин каверзно-

карстовые образования залегают в виде маломощных прослоев, которые интерпре-

тируются как «возможно поглощающие». Приурочены они к верхней части разреза и

лишь в единичных случаях отмечены в нижней части (скв. 65, 96).

В данково-лебедянском горизонте по всему его разрезу развиты маломощные про-

слои (1-3 м) кавернозно-карстовых образований различной интенсивности, причем рас-

пределены они довольно хаотично и прослеживание их по площади крайне затруднено.

Выявление и трассирование зон катастрофического поглощения промывочной

жидкости в карбонатных отложениях, особенно на площадях, расположенных в бор-

товых зонах Камско-Кинельской системы прогибов, имеют большое значение, так

как позволят значительно сократить или избежать аварий при бурении скважин.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых ме-

сторождений Среднего Поволжья. – М.: Недра, 1965. – С. 172.

2. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геоло-

гические основы разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – С. 422.

209

УДК 532.546

АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕСТ-ЗАКАЧКИ «МИНИФРАК»

ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ ПРОЦЕССА ГРП

Ф.Ф. Мифтахов

Рассмотрены различные аспекты применения тест-закачек как способа повышения эф-

фективности ГРП. Проведен анализ процессов ГРП, проведенных Татнефть-

ЛениногорскРемСервис. Показана высокая информативность процесса тест-закачки и це-

лесообразность его применения как фактора, повышающего успешность проведения ГРП.

Эффективность процесса гидроразрыва средне– и высокопроницаемых пла-

стов напрямую связана с проводимостью трещины.

При расчете параметров проведения процесса ГРП приходится учитывать раз-

личные условия проведения – как геологические (пористость, абсолютная и фазовая

проницаемость, нефтенасыщенность и др.), так и чисто технологические (эффектив-

ность жидкости разрыва, размер фракции применяемого проппанта и др.).

Одним из условий эффективного проведения процесса ГРП является достовер-

ность геологической информации. Не секрет, что в процессе бурения, цементажа, экс-

плуатации скважины, ее ремонта происходит кольматация призабойной зоны пласта.

Снижаются фильтрационные характеристики флюидопроводящих каналов. Использо-

вание при расчете «устаревших» данных снижает эффективность процесса ГРП.

Самый важный тест на месте проведения работ перед основным ГРП – «Ми-

нифрак», тест с нагнетанием и закрытием трещины на забое, при котором использу-

ются полномасштабные скорости нагнетания и относительно большие объемы жид-

кости. Информация, собираемая при тест-закачке «Минифрак», включает давление

смыкания трещины, условия входа в пласт (трение в перфорации и околоскважин-

ной зоне), признаки роста трещины в высоту, утечки и потери на трение в лифте.

Участок спада на кривой используется для получения коэффициента утечки для

данной геометрии трещины.

Проведенный анализ показал, что максимальный удельный прирост добычи

нефти отмечается в случаях, когда разница «чистых давлений» при проведении про-

цессов ГРП и тест-закачки составляет 0-20 атм (рис. 1).

-2

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80

Рис. 1. Зависимость удельного роста дебита нефти от ∆P

210

При закачке «подушки» жидкости разрыва (полисахаридного геля) происходит

его фильтрация в призабойную зону пласта по наиболее флюидопроводящим каналам и

порам. В результате структурного преобразования полисахаридного геля происходит

закупоривание наиболее проницаемых участков и перераспределение закачиваемой

жидкости в менее проницаемые зоны. В 85-90% проведенных процессов «Минифрак» и

ГРП эффективность жидкости разрыва высокая, составляет порядка 35-45%.

В результате обработки данных (рис. 2), полученных при проведении «Ми-

нифрак», можно определить наличие и качество связи с пластом (трение в перфора-

ции и околоскважинной зоны пласта). Наличие гидродинамического удара, т.е. вос-

становление давлений в скважине и пласте, на графике тест-закачки «Минифрак»,

проведенной на скважине 9308Д НГДУ «ЛН», позволяет сделать вывод, что гидро-

динамическая связь с пластом хорошая, потери на трение при прохождении пробной

пачки проппанта через перфорационные каналы минимальны.

По углу падения давления косвенно можно судить о фильтрационных свойст-

вах пласта и эффективности жидкости разрыва. Чем больше угол, тем выше прони-

цаемость пласта. Смыкание трещины происходит быстрее, можно судить о низкой

эффективности жидкости разрыва. На данном графике угол падения меньше, что

позволяет судить о низких ФЕС пласта, о высокой эффективности жидкости разрыва.

100

150

200

250

в ремя

Давление, атм

Расход, м3/мин Концентрация песка, 100кг/м3

20:08 20:14 20:19 20:24 20:30 20:35 20:41 20:46 20:51 20:57

Рис. 2. Minifrac на скв. №8312 и 20416

В результате обработки данных, полученных при проведении тест-закачки,

возможно прогнозирование остановки процесса ГРП (получение «стопа»). При сме-

не жидкости в НКТ на жидкость разрыва – полисахаридный гель – наблюдался гид-

родинамический удар, что говорит о наличии гидродинамической связи с пластом,

но при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на

скв. 19508 «Азнакаевскнефть» наблюдался рост давления на 70 атм. По согласова-

нию с Заказчиком процесс был отменен.

При рассмотрении полученных данных замечено, что на трение в зоне перфо-

рации большое влияние оказывает диаметр перфорационных отверстий и тип пер-

форационных зарядов. На данный момент с хорошей стороны зарекомендовали себя

заряды типа ЗПКО-89АТ-9, диаметр входного отверстия-20-21 мм.

При проведении тест-закачки на скв. 19014 наблюдался ступенчатый рост дав-

ления закачки пробной пачки проппанта, произошло образование многотрещинной

системы. С целью недопущения «стопа» при проведении процесса ГРП был увели-

чен объем буферной подушки. Эффективность жидкости разрыва составила 39%.

Дебит нефти после проведения процесса ГРП вырос в 6 раз.

В случаях с высокой эффективностью жидкости разрыва возможно образова-

ние больших вертикальных трещин. При наличии обводненных пластов как выше,

100

200

в ремя

Давление, атм

Расход, м3/мин Концентрация песка, 100кг/м3

15:43 15:48 15:54 15:59 16:05 16:10 16:15 16:21

Mini-Frac на скв № 8312 НГДУ "ЕН"

Mini-Frac вып олнен с применением геля 21 м3 + 300 кг пропанта.

211

так и ниже обрабатываемого пласта возможен прорыв трещины до обводненных

участков. Был произведен редизайн. В данном случае с целью ограничения высоты

вертикальных крыльев трещины и развития трещины в горизонтальном направлении

снизили объем буферной подушки, темп закачки и вязкость геля.

Подведем итоги проведенного анализа:

1. В результате обработки данных, полученных при проведении «Минифрак»,

можно определить наличие и качество связи с пластом (трение в перфорации и око-

лоскважинной зоны пласта).

2. По углу падения давления косвенно можно судить о фильтрационных свой-

ствах пласта и эффективности жидкости разрыва

3. В результате обработки данных, полученных при проведении тест-закачки,

возможно прогнозирование остановки процесса ГРП (получение «стопа»).

4. В случаях с высокой эффективностью жидкости разрыва необходимо с це-

лью ограничения высоты вертикальных крыльев трещины и развития трещины в го-

ризонтальном направлении снижать объем буферной подушки, темп закачки.

В заключении хотелось бы отметить, что проведение процесса тест-закачки

является одним из условий эффективного проведения процесса ГРП.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Проектирование гидравлического раз-

рыва пласта в системе Майера. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – 60 с.

УДК 622.24.063

ПРИНУДИТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

М.А. Мухортов, В.В. Живаева

В статье представлен анализ основных методов и способов очистки буровых рас-

творов. Даны выводы и рекомендации по каждому из существующих методов.

Методы очистки промывочной жидкости от шлама можно классифицировать

следующим образом: естественные (желобная система и отстойники); принудитель-

ные – механические (сита); принудительные – гидравлические (центрифугирование

в гидроциклонах и центрифугах); физико-химические (введение флокулянтов и раз-

бавителей); комбинированные (сочетание приведенных выше методов).

Твердые частицы в буровой промывочной жидкости делятся на коллоиды (менее 2

мкм), илы (2-80 мкм) и пески (более 80 мкм). Чем меньше размеры частиц, тем сложнее

они выводятся из промывочной жидкости. Особую сложность представляет удаление из-

лишней твердой фазы, представленной глинистыми разностями. Такие частицы в процес-

се бурения обычно быстро диспергируются до размеров исходной дисперсной фазы.

МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИНУДИТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ПЖ

С ПОМОЩЬЮ ВИБРОСИТ

Механические методы очистки заключаются в отцеживании буровых раство-

ров на сетках вибросит. Их устройства используют для грубой очистки промывоч-

ной жидкости. Размеры ячеек сит составляют 0,7×2,3; 1,0×2,3; 0,16×0,16; 0,2×0,2;

0,25×0,25; 1,0×0,5; 0,4×0,4; 0,9×0,9; 1,6×1,6; 2×2 и 4×4 мм. До конца 1990-х гг. на

212

нефтегазодобывающих объектах РФ (бывшего СССР) наиболее часто применялись

вибросита отечественного производства типов: СВ-2, СВ-2Б, ВС-1.

В настоящее время все большее применение находят вибросита и очистные сис-

темы импортного («Swaco» и др.) или совместного (российско-американское – «Ucom»)

производства. Они отличаются высокими качеством изготовления и глубиной очистки.

Основные элементы вибросита – основание 1, поддон для сбора очищенного

раствора 7, приемник с распределителем потока 2, 3 – вибратор, 4 – сетка, 5 – вибри-

рующая сетка, 6 – амортизаторы (рис. 1). Вибрирующие рамы располагаются в гори-

зонтальной или наклонной плоскости.

Рис. 1. Схема вибросита

Вибросита по типу вибрации (траектории, описываемой каждой точкой вибро-

сита при движении) делятся на следующие виды:

–

круговые, дизайн первых вибросит с мин

и-

мальными развиваемыми гравитационными сила-

ми;

Вибр овал

–

эллиптические, модификация первого типа,

где центр вибрации поднят над рамой и противове-

сы на вибраторе используются для создания эллип-

тического движения, меняющегося по интенсивно-

сти и форме по длине вибрационной рамы;

Вибровал

–

линейные, использующие два вибратора,

вращающихся в противоположном направлении, и

создающие силу, направленную вверх или вниз в

момент, когда противовесы находятся в вертикаль-

ном и в горизонтальном положениях.

Вибровалы

Каждый из перечисленных типов имеет свои преимущества и недостатки.

Вибросита с круговым движением развивают низкие гравитационные силы и обла-

дают наибольшей транспортирующей способностью, что способствует лучшему

удалению глинистых пород на верхних интервалах, уменьшая их воздействие на

поверхность сетки, в то же время они обладают низкой осушающей способностью.

Данный тип вибросит иногда используется для предварительной очистки раствора

от крупных глинистых пород, но большее распространение для этой цели приобре-

ли транспортеры с вращающейся крупноячеистой сеткой. Вибросита с эллиптиче-

ским движением развивают повышенные гравитационные силы по сравнению с 1

типом и обладают меньшей транспортирующей способностью по сравнению с 1 и 3

213

типами. Они нашли применение при работе с утяжеленными растворами и в качест-

ве осушающих сит для пульпы из-под гидроциклонов. Нужно заметить, что чем

медленнее шлам удаляется с вибросита, тем интенсивнее происходит износ сеток.

Вибросита с линейным движением являются наиболее универсальными, они демон-

стрируют повышенные гравитационные силы и относительно быструю транспорти-

рующую способность, зависящую от угла наклона рамы и положения вибраторов.

Рекомендации по выбору размера сеток для вибросит включают следующие пункты:

– необходимо устанавливать сетки на одном вибросите одного размера, до-

пускается ставить сетку крупнее на размер в конце вибросита (чтобы основная мас-

са раствора проходила через более мелкие сетки) при условии, что конструкция

предусматривает три и более сеток;

– сетки подбираются таким образом, чтобы раствор закрывал 2/4-3/4 послед-

ней сетки вибросита;

– иногда частицы выбуренной породы имеют тот же размер, что и ячейки сеток и

закупоривают их, что приводит к уходу раствора через вибросита. В данном случае не-

обходимо поставить сетки на размер меньше, чтобы предотвратить закупоривание.

Твердая фаза в буровых растворах может быть разделена на 2 категории по

плотности: с плотностью от 2300 до 2800 кг/м

и плотностью выше 4200 кг/м

. Вы-

буренная порода, бентонит, карбонат кальция и т.д. попадают в первую категорию.

Утяжелители, такие как барит, гематит, относятся ко второй категории и использу-

ются в основном для достижения плотностей растворов более 1200 кг/м

. Размеры

выбуренной породы варьируются в огромных пределах от 1 мкм до нескольких сан-

тиметров. В табл. 1 и на рис. 2 представлена классификация частиц по размеру.

Таблица 1

Классификация твердых частиц по размеру

Катег

рия

Размеры

Примеры

Колло

ды

2 мкм и мен

ше

Бентонит, глины

Ил

74 мкм

Барит, ил, глинистые сланцы, алевролиты

(< 200 mesh)

Песок

2,000 мкм

Песок (200

10 mesh)

Гравий

> 2,000 мкм

(>10 mesh)

Рис. 2. Классификация твердых частиц по размеру

214

Данная классификация не принимает в расчет физический состав твердых

частиц, хотя используются термины «ил» и «песок». Сетки по стандарту Американ-

ского Нефтяного Института (АНИ) классифицируются в Меш – количестве ячеек на

один дюйм (2,5 см). Сетка в 200 меш используется для стандартного теста при оп-

ределении содержания песка в растворе. 95% частиц качественного барита прохо-

дят через сетку 325 меш (<44 мкм). Чем ближе размер частиц к коллоидному, тем

больший эффект они оказывают на реологические свойства раствора.

Вибросито хорошо настолько, насколько качественные сетки установлены на

нем. На сегодняшний день на рынке предлагаются сетки от различных производи-

телей, с различными характеристиками. Для примера, сетка в 100 меш с «квадрат-

ной» ячейкой отделяет 100% частиц крупнее, чем 140 мкм, в то время как много-

слойная сетка в 100 меш с повышенной пропускной способностью отделяет 95%

частиц крупнее, чем 208 мкм. Эффективность такой сетки приблизительно равна

сетке с квадратными ячейками размером 70 меш. В зависимости от производителя,

диаметра проволоки и метода плетения одинаковым сеткам могут присваиваться

различные размеры. Поэтому нельзя пользоваться только этим параметром для

сравнения сеток (рис. 3).

Эффективность работы сеток оценивается следующими параметрами.

Рис. 3. Типоразмер сеток в мешах

Эффективность сепарации

«точка разделения фракций по размеру» – для характе-

ристики сеток используются пределы D50 и отношение D84/D16. Данная комбинация

показывает, как четко отслеживаются данные пределы, где все частицы до определенно-

го размера удалены и оставлены частицы меньшего размера. Так, для «квадратной» сет-

ки отношение D84/D16 будет равно 1 (рис. 4). Для сеток с прямоугольным плетением

значение будет выше, не желательно использовать сетки с отношением >1,5.

Открытая площадь (ОП)

– площадь, не занятая нитями и каркасом, измеряе-

мая в %. Так, сетки одного размера с ОП 46% и 33% будут пропускать различные

объемы раствора. При сравнении значений данного параметра нужно принимать во

внимание, является ли сетка плоской или трехмерной (синусоидальной). В реально-

сти трехмерные сетки редко закрываются раствором целиком, и значительная их

часть находится выше уровня раствора и не участвует в работе.

Число меш

для многослойных сеток

непостоянно на разных

участках и не свидетель-

ствует о размерах ячейки

У всех этих проволочных сеток одинаковое число меш,

но разный размер ячейки