Архив за месяц: Сентябрь 2022

Оборудование для очистки бурового раствора

GN Solids Control только что завершила изготовление одной партии оборудования для контроля твердых веществ для буровой компании из Узбекистана. Закаленное оборудование включает в себя, главным образом, шейкер и вакуумный дегазатор. Некоторые буровые компании оказывают услуги по утилизации грязи третьей стороне. Однако, чтобы снизить стоимость бурения, некоторые буровые компании сами сделают очистку грязи.

Вибросито — оборудование для контроля твердых веществ первой ступени; производительность шейки шейкера значительно повлияет на производительность всей системы бурового раствора. Чем более грубые твердые частицы удаляются на стадии сланцевого шейкера, тем лучше будет работать система бурового раствора. Шлифовальный станок GN имеет следующие преимущества, обеспечивающие стабильную работу на месте.

Во-первых, регулируемая сила G до 7,5 с превосходными характеристиками высыхания, которые будут восстанавливать больше буровых растворов.
Во-вторых, резиновая прокладка установлена между экраном шейкере и опорной рамой экрана запатентована. Его легко установить и заменить. Вложенная резиновая полоса имеет хорошую эластичность и химическую стойкость для длительного применения при обработке буровых растворов. Такая технология герметизации позволяет избежать утечки.
В-третьих, все шейкерные шейки GN были модернизированы, чтобы использовать сложный экран рамки, который может длиться дольше. Это уменьшает частоту замены экрана, что значительно снижает стоимость.

GN вакуумный дегазатор представляет собой дегазатор типа с функцией самовсасывания, что означает отсутствие необходимости в дополнительном питающем насосе. Он расположен после сланцевого шейкера для удаления газа в буровых растворах. Он имеет длинную всасывающую трубу, вставляемую в буровые растворы внутри резервуара, поэтому вакуумный дегазатор GN может также использоваться как мешалка большой мощности.

Продукты GN были применены в более чем 70 странах и регионах. В следующем году GN, безусловно, улучшит предоставление лучших продуктов и услуг всем клиентам.

Что такое ЗБС

Зарезка боковых стволов — это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на зрелых месторождениях и коэффициент извлечения нефти (КИН) из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки продуктивного пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.
Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже ее среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, пологие скважины и тд).
Фонд бездействующих скважин огромен, только в России этот фонд превышает 40 000 ед.
Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов.
Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:
— вырезание участка колонны,
бурение с отклоняющего клина и тд

К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.

Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.

Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.

При этом варианте существенны затраты связанные со временем:

— Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.
— Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
— Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
— Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30о) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.

Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.

Абсолютное большинство эксплуатационных скважин — наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке, можно считать заведомо известным азимут.

Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.

В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет интервал 6 — 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяженность участка вырезания составляет не менее 18 метров. Большое количество боковых стволов было пробурено по такому варианту технологии в Удмуртнефти, начиная с середины 1990х гг.

Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени, общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже, чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат — малым утешением при получении стволов меньшего Ø.

В РФ технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока), которая разделяется на несколько подвариантов.
— традиционный — когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском.
—  на комплекты райберов, позволяющих за 1 спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания.
Наиболее распространены якоря с упором на забой.
Недостатками таких якорей являются:
— Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
— Механическое заякоривание требует создание определенных нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении.
В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе.
В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надежностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста.
Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель.
1м спуском предусматривается спуск заякоривания отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъема, 2м — спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:
— Применение жесткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
— Проблематичность в ориентировании отклонителя.
— Необходимость выполнения операции в 2 этапа.
НПП Горизонт разработало и запатентовало устройство для многоствольного бурения скважин, когда используется профильный перекрыватель в качестве проходного якоря, без внесения существенных изменений в остальные элементы устройств.
Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной.
В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.
Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери Ø в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза.
Внутреннее отверстие ограничивается транспортным Ø компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого Ø по размеру ствола скважины.

Выполнение операции производится следующим образом:
1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5о любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.

Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.

Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется, как минимум, 2 спуска инструмента.

Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа — необходимость 2х спусков.

Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.

Винтовой насос для бурения

Центрифуга для нефтегазового бурения используется для диспетчерской службы твердые, чтобы отделить твердые частицы от бурового раствора. Стабильный рабочее давление насоса с плавным течением жидкости можно добавить более высокую производительность на центрифуге. GN Solids Control является Китай No.1 центрифуги производитель с профессиональным опытом по работе центрифуги и выбора питательного насоса.

Для контроля содержания твердой фазы и лечения бурового шлама с поставщиком оборудования, 2015, сосредоточиться на GN Solids Control.

1) с фиксированной скоростью винтовой насос
GN Solids Control выберите ведущим поставщиком винтовой насос Netzsch Германия Марка насоса. После многих лет сотрудничества, Netzsch и GN построили длительные сроки отношения сотрудничества с надежным качеством, надежной срок поставки и конкурирующего цене.Поршневой насос является один винтовой насос, можно кормить центрифуги без сдвига грязь или без перемешивания грязи, медленная скорость внутренний поток, остается стабильным емкость, постоянное давление, никакая вершина не будет генерироваться на этом винтового насоса.

Если конечный пользователь хочет от одной переменной соответствовать скорости с центрифугой, мы можем предложить отдельную панель управления VFD для управления частотой двигателя на насос.

2) винтовой насос с рекулирующей скоростью
Если люди не хотят отдельную панель управления VFD, мы также можем предложить механическая скорость Скорректированный винтовой насос. Тем не менее, стоимость намного выше, чем общего насоса, а также сроки поставки значительно больше. Как много клиент довольно хорошо знакомы с этим видов насос, конечный пользователь предпочитает насоса.

mechanical-speed-adjusted-screw-pump
3) Насос шламовый
Винтовой насос можно только установлен горизонтально. Для некоторых особых условиях труда, насос должен быть установлен вертикально и шламовый насос может быть лучшим выбором. Этот насос может быть настроить на погружной длины и сосать из нижней части бурового раствора или суспензии.

4) Центробежный насос
Центробежный насос не может быть использован для подачи центрифуги. Это будет стричь и агитировать бурового раствора сильно. Тем не менее, он может быть использован для очистки или очистки центрифуги, если бурового раствора на водной основе бурового раствора. Для нефти чистящие средства на основе грязи центрифуги, центрифуги может быть самоочищающийся после поворота 15 минут без кормления.

GN Solids Control является профессиональным Центрифуга и насос подачи поставщиком из Китая. У нас есть поддержка на многих управления твердых сервисной компании со всего мира. Пожалуйста, свяжитесь с нами свободно для любой дополнительной информации.