8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Функции процесса промывки скважин


Функция и режимы промывки скважин.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-эко­номических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каж­дом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание тех­нологических показателей процесса промывки, обеспечивающих мини­мальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в раз­рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать вто­ростепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффек­та высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из наса­док долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию выте­кающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабаты­ваемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела дав­ления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные яв­ления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, раз­мыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя до­лотом в результате повышения забойного давления, поглощение буро­вого раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быст­рее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наи­более предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выпол­нение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость буро­вого раствора.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давле­ния на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, по­вышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки сква­жины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, что­бы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приво­дить к осложнениям.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечи­вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильт­рации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникнове­ния фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, ос­моса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раство­ра его удерживающая способность повышается. Однако при этом увели­чиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, воз­никают значительные колебания давления в скважине при спускоподъем-ных операциях, что может стать причиной возникновения различных ос­ложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового рас­твора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Сма­зывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание сма­зочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особен­но при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важ­ной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового рас­твора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инст­румента и оборудования ограничено необходимостью выполнения преды­дущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

Требования к режиму промывки скважин.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буро­вым растворам можно предъявить следующие основные требования:

жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должно быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальным;

буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием

изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабиль­ные показатели;

буровые растворы должны быть химически нейтральными по отноше­нию к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, напол­нители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к бу­ровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достиже­ния высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.




infopedia.su

1. Функция и режимы промывки скважин.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-эко­номических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каж­дом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание тех­нологических показателей процесса промывки, обеспечивающих мини­мальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в раз­рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать вто­ростепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффек­та высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из наса­док долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию выте­кающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабаты­ваемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела дав­ления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные яв­ления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, раз­мыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя до­лотом в результате повышения забойного давления, поглощение буро­вого раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быст­рее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наи­более предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выпол­нение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость буро­вого раствора.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давле­ния на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, по­вышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки сква­жины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, что­бы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приво­дить к осложнениям.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечи­вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильт­рации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникнове­ния фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, ос­моса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раство­ра его удерживающая способность повышается. Однако при этом увели­чиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, воз­никают значительные колебания давления в скважине при спускоподъем-ных операциях, что может стать причиной возникновения различных ос­ложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового рас­твора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Сма­зывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание сма­зочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особен­но при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важ­ной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового рас­твора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инст­румента и оборудования ограничено необходимостью выполнения преды­дущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

studfile.net

6 глава промывка скважин - НефтеМагнат

6

ГЛАВА ПРОМЫВКА СКВАЖИН

При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы и технология промывки скважин. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.

6.1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Различают физические и химические свойства бурового раствора. Физические свойства делятся на термодинамические, теплофизические, коллоидно-реологические, фильтрационные и электрические (рис. 6.1). Термины, характеризующие эти свойства, и их определения приведены в табл. 6.1.

Термины и определения, отражающие основные операции технологического процесса промывки скважины, приведены на рис. 6.2 и табл. 6.2.

Основная технологическая операция промывки скважины - прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.

Технологическое оборудование для промывки скважины (рис. 6.3) представляет ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем.

Рис. 6.1. Классификация основных свойств бурового раствора

Таблица 6.1

Термины и определения основных показателей бурового раствора

Единица

физической

Термин

Определение

величины

Масса единицы объема бурового раствора Величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку

кг/м3 (г/см3)

Плотность Условная вязкость

с

Величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига

Касательное напряжение сдвига

Пластическая вязкость

Па

Па-с

Па

Величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой

Величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора

Динамическое напряжение сдвига

Единица

физической

величины

Эффективная вязкость

Па-с

Па

см

Статическое напряжение сдвига

Показатель фильтрации

Толщина фильтрационной корки

Показатель коллоидальности

Коэффициент коллоидальности

Показатель минерализации

Водородный показатель

Напряжение электропробоя

В

Ом

Па

Электрическое сопротивление

Показатель консистенции бурового раствора

Показатель неньютоновского поведения бурового раствора

Показатель седиментации бурового раствора

Удельная теплоемкость бурового раствора

Дж/(кг-°С)

Величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига

Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры

Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время

Величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время

Величина, косвенно характеризующая физикохимическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы

Величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора

Величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия

Величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода Величина, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор

Сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току

Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора Показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора

Величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время Количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус

Рис. 6.2. Классификационная схема промывки скважины

Термин

Единица

физической

величины

Определение

Коэффициент теплопроводности бурового раствора

Термический коэффициент объемного расширения

Вт/(м-°С)

Величина, характеризующая способность бурового раствора проводить теплоту, определяемая количеством теплоты, проходящей в единицу времени через единицу изотермической поверхности при температурном градиенте, равном единице Величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при посто

www.neftemagnat.ru

Функция и режимы промывки скважин.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения забойного давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выполнение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приводить к осложнениям.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъем-ных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

students-library.com

Требования к режиму промывки скважин. — Студопедия.Нет

Тема 5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Учебные вопросы: 1. Функция и режимы промывки скважин.

      2. Требования к режиму промывки скважин.

      3. Расчет режимов промывки скважин.

 

Функция и режимы промывки скважин.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-эко­номических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению:

· основных технологических функций

· ограничений.

Часто стремление к качественномувыполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях, прежде всего, решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каж­дом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание тех­нологических показателей процесса промывки, обеспечивающих:

1) мини­мальную стоимость скважины

2) достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

I.Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины,но это требование не обязательно, так как основную роль раз­рушении забоя обеспечивает долото. Промывка при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, обеспечивает размыв на забое за счет гидромониторного эффек­та высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из наса­док долота, тем самым обеспечивает скорость проходки скважины.

Кинетическую энергию выте­кающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забояувеличиваютлибо:

· гидравлическую мощность до предела, срабаты­ваемую на долоте,

· силу гидравлического удара струи о забой.

В обоих случаях реализуют необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела дав­ления нагнетания бурового раствора.

Недостатки интенсификации размыва забоя:

· резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию,

· раз­мыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве,

· ухудшение условий механического разрушения забоя до­лотом в результате повышения забойного давления,

· поглощение буро­вого раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются:

1) очистка забоя от разрушенной долотом породы

2) вынос шлама из скважины.

Чем быст­рее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя увеличивают:

1) вязкость бурового раствора

2) подачу бурового раствора к забою через насадки долота.

Наи­более предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выпол­нение функции транспортировки шлама на дневную поверхность.

Наиболее интенсивно осуществление гидротранспорта шлама от забоя на дневную поверхность это:

1. Высокая скорость циркуляции.

2. Повышенная плотность и вязкость бурового раствора.

Регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя:

· подачу насосов,

· плотность и вязкость буро­вого раствора.

ВЫВОД: Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давле­ния на границе со скважиной, — плотность бурового раствора повышается, по мере увеличения безопасность проходки, в то же время увеличивается давление на забое, по­вышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки сква­жины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть одновременно такой, что­бы:

1) обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты,

2) но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота

3) неухудшать эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов

4) не приво­дить к осложнениям.

Плотность как однин из основных факторов, обеспечи­вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно:

· плотность,

· показатель фильт­рации,

· соленость бурового раствора с целью уменьшения проникнове­ния фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, ос­моса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Сма­зывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует:

· уменьшению энергетических затрат на бурение,

· сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. 

ВЫВОД: Содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важ­ной функцией промывки. Охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем:

· больше скорость циркуляции,

· ниже вязкость бурового рас­твора

· выше его теплоемкость и теплопроводность.

Требования к режиму промывки скважин.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буро­вым растворам можно предъявить следующие основные требования:

1) жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

2) концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должно быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальным;

3) должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабиль­ные показатели;

4) должны быть химически нейтральными по отноше­нию к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

5) не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, напол­нители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

6) смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике общих требований к бу­ровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достиже­ния высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения.

ВЫВОД: Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

studopedia.net

Гидравлическая программа промывки скважины

С целью  интенсификации размыва забоя циркулирующим  буровым раствором в некоторых  зарубежных странах ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно - струйное бурение).

Стремясь  максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Функции и ограничения  процесса промывки скважин.

Таблица1.

Функции Ограничение
1) Не разрушать забой Не разрушать  долото, бурильный инструмент и оборудование
2)Очищать  забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность  Не размывать  ствол скважины
3) Компенсировать избыточное пластовое  давление флюидов Не приводить  к поглощениям раствора и не подвергать гидроразрыву пласты
4)Предупреждать  обвалы стенок скважины Не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов
5) Взвешивать компоненты раствора  и шлам Не приводить  к высоким потерям гидравлической энергии
6) Сбрасывать шлам в отвал Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора
7) Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование Не вызывать осыпей и обвалов стенок скважины

     Очевидно, очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

     Основной  функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной  долотом породы и вынос шлама  из скважины. Чем быстрее удаляются  потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

     Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через  насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

     Таким образом, величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.

     Обязательное  требование к процессу промывки скважин — выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

     Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая  скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного превышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.

     Практические  данные о скоростях и стоимости  бурения скважин показывают, что  существует некоторое оптимальное  значение скорости циркуляции, при  котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит  шлам на дневную поверхность и  не наблюдается его накопления в  скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки  ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

     Основной  параметр, обеспечивающий компенсацию  пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

     Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с  другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

     Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породит за счет фильтрации, осмоса и др.

     Однако  осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

     Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов  стенок скважины с учетом возможности  возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.

     Важное  технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся  в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при  спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

     При промывке должны быть обеспечены отделение  и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

     Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей  реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

     Буровой раствор должен обладать смазывающей  способностью. Смазывая

поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

     Охлаждение  долота, бурильных труб, гидравлического  оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более

важных, функций промывки скважины.

            
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Практическая  часть.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ

 

Гидравлические  потери. При турбулентном режиме течения  в бурильных трубах и УБТ гидравлические потери ( в Па) вычисляются по формуле  Дарси- Вейсбаха:

                                                          (1.1) 

при ламинарном режиме течения вязкопластичной жидкости 

                    (1.2) 

А вязкой жидкости по формуле (1.1) при

                                                                                        (1.3)                                                                                                                                                        

Здесь - коэффициент гидравлического сопротивления труб, l- длинна труб, - внутренний диаметр труб, м. - безразмерный коэффициент, определяемый по кривым графика 1 в зависимости от числа Сен-Венана — Ильюшина (Sen) 

Sen=                                                                                  (1.4)

Re=                                                                                       (1.5) 

   При расчете гидравлических потерь в  кольцевом пространстве:

при турбулентном режиме 

ρk=                                                                              (1.6)

при ламинарном течении вязкопластичной жидкости

                                                     

www.turboreferat.ru

3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.

Насосы

В системе промывки скважин буровые насосы предназначены для следующего: нагнетания в скважину промывочной жидкости с целью очистки забои и ствола от выбуренной породы (шлама) и выноса ее на дневную поверхность; охлаждения и смазки долота; создания гидромони­торного эффекта при бурении долотами с насадками; приведения в дейст­вие забойных гидравлических двигателей.

К буровым насосам предъявляют следующие основные требования: подача бурового промывочного раствора должна быть регулируемой в пределах, обеспечивающих эффективную промывку скважины;

мощность насоса должна быть достаточной дли промывки скважины и привода забойных гидравлических двигателей;

скорость промывочной жидкости на выходе из насоса должна быть равномерной при устранении инерционных нагрузок и пульсаций давлении, вызывающих осложнении в бурении, дополнительные энергетические за­траты и усталостные разрушении;

насосы должны быть приспособлены дли работы с абразиво- и масло-содержащими коррозионно-активными промывочными растворами различ­ной плотности;

узлы и детали, контактирующие с промывочным раствором, должны обладать достаточной долговечностью и быть приспособленными к удобной и быстрой замене при выходе из строи;

крупногабаритные узлы и детали должны быть снабжены устройства­ми дли надежного захвата и перемещении при ремонте и техническом об­служивании;

узлы и детали приводной части должны быть защищены от промывоч­ного раствора и доступны для осмотра и технического обслуживании;

насосы должны быть приспособлены к транспортировке в собранном виде на далекие и близкие расстоинии и к перемещению волоком в преде­лах буровой;

конструкции насосов должна допускать правое и левое расположение двигателей насосного агрегата;

надежность и долговечность насосов должны сочетаться с их эконо­мичностью и безопасностью эксплуатации.

Манифольд

Манифольдом или линией нагнетания называется участок тру­бопровода между буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой рас­твор подается в бурильную колонну. Буровые насосы, входящие в комплект циркуляционной системы, имеют индивидуальные всасывающие линии и общий манифольд. Реже, при небольшом удалении от оси скважины, буро­вые насосы снабжаются индивидуальными манифольдами.

Манифольд (рис. 16.20) состоит из трубной обвязки 6 буровых насо­сов, трубной обвязки8 вышечного блока, трубопровода 7, соединяющего обвязки в насосном и вышечном блоках, вспомогательною трубопровода / и пультов управления4. Трубная обвязка насосов предназначена для пода­чи буровою раствора по отводам2 насосов к распределителю с дроссель-но-запорными устройствами 5. Отводы включают набор трубных секций и переходных колен, необходимых для соединения нагнетательного' патрубка насоса с распределителем. На отводах устанавливают задвижки для слива бурового раствора, а также манометры с предохранительным устройством. Задвижки3 распределителя служат для подачи бурового раствора в сква­жину либо в перемешивающие и очистные устройства циркуляционной системы.

Трубная обвязка 8 вышечного блока состоит из стояка и распре­делительно-запорного устройства, позволяющего подавать буровой раствор в вертлюг либо в иревентор, а также откачивать его от цементировоч­ного агрегата. Стояк представляет собой набор трубных секций с лин­зовыми соединениями (рис. 16.21). К стояку крепится изогнутое колено для присоединения буровою рукава, по которому раствор подается в вертлюг.

Для плавного перевода бурового насоса с холостого режима работы на рабочий применяют дроссельно-запорное устройство [рис. 16.22), которое приводится в действие сжатым воздухом, поступающим от компрессорной станции буровой установки. Управление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном, установленным на пульте управления.

Рис. 16.20. Схема манпфольда

Вертлюг

Вертлюг, являясь верхней опорой для бурового инструмента, предназначен для подвода бурового раствора во вращающуюся бурильную колонну. В процессе бурения вертлюг подвешивается к автоматическому элеватору либо к крюку талевого механизма и посредством гибкого буро­вого шланга соединяется со стояком напорного трубопровода буровых на­сосов. При этом ведущая труба бурильной колонны соединяется с помо­щью резьбы с вращающимся стволом вертлюга, снабженным проходным отверстием для бурового раствора. Во время спускоподъемных операций вертлюг с ведущей трубой и гибким шлангом отводится в шурф и отсоеди­няется от талевого блока. При бурении забойными двигателями вертлюг используется для периодических проворачиваний бурильной колонны с це­лью предотвращения прихватов.

В процессе эксплуатации вертлюг испытывает статические осевые на­грузки от действия веса бурильной колонны и динамические нагрузки, соз­даваемые продольными колебаниями долота и пульсацией промывочной жидкости. Детали вертлюга, контактирующие с раствором, подвергаются абразивному износу. Износостойкость трущихся деталей вертлюга снижа­ется в результате нагрева при трении.

К вертлюгам предъявляются следующие основные требования: попе­речные габариты не должны препятствовать его свободному перемещению внутри вышки при наращивании бурильной колонны и спускоподъемных операциях;

быстроизнашиваемые узлы и детали должны быть удобными для быст­рой замены в промысловых условиях;

подвод и распределение масла должны обеспечить эффективную смазку и охлаждение трущихся деталей вертлюга;

устройство для соединения с талевым блоком должно быть надежным и удобным дли быстрого отвода и выноса вертлюга из шурфа.

ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИИ ВЕРТЛЮГА

Вертлюги, применяемые в буровых установках для бурения эксплуатационных и глубоких разведочных скважин, имеют общую конст­руктивную схему и различаются в основном по допускаемой осевой на­грузке. Конструктивные отличия некоторых узлов и деталей отечественных и зарубежных вертлюгов обусловлены требованиями изготовления и сбор­ки, разрабатываемых с учетом производственных возможностей заводов-изготовителей, а также периодической модернизацией вертлюгов с целью повышения их надежности и долго вечности.

На рис. 16.25 показано устройство современных вертлюгов. Корпус 4 вертлюга изготовляется из углеродистой или низколегированной стали и представляет собой полую отливку с наружными боковыми карманами для штропа12, посредством которого вертлюг подвешивается к крюку талевого механизма. Штроп имеет дугообразную форму и круглое поперечное сече­ние. Он изготовляется методом свободной ковки из легированных сталей марок 40ХН, ЗВХГН, ЗОХГСА.

Рис. 16.23. Вертлюг УВ-250

На высаженных концах штропа растачиваются отверстия дли пальцев 7, соединяющих штроп с корпусом вертлюга. Пальцы устанавливаются в горизонтальных расточках карманов и корпуса и предохраняются от выпа­дения и проворотов стопорной планкой 8, которая входит в торцовый паз кольцо и приваривается к корпусу вертлюга. При отводе ведущей трубы в шурф штроп вертлюга отклоняется от вертикали и занимает положение, удобное для разьединения и соединения его с крюком талевого меха­низма.

Угол поворота штрона ограничивается стенками карманов корпуса вертлюга и не превышает 45°. На пальцах штропа выполнены смазочные канавки и отверстия с резьбой для пружинных масленок. Резьба смазоч­ных отверстий используется для завинчивания рым-болтов, с помощью ко­торых проводится распрессовка пальцев вертлюга.

В корпусе вертлюга на упорных и радиальных подшипниках вращается ствол 5 с переводником 1 для соединения вертлюга с ведущей трубой бу­рильной колонны. Ствол представляет собой стальной цилиндр с централь­ным проходным отверстием для промывочной жидкости и с наружным фланцем для упорных подшипников. Ствол вращается с частотой бурового ротора и испытывает нагрузки, создаваемые буровым инструментом и промывочной жидкостью, нагнетаемой в скважину. По сравнению с други­ми несущими узлами и деталями ствол вертлюга наиболее нагружен. Это предъявляет повышенные требования к его прочности. Стволы вертлюгов изготовляют из фасонных поковок, получаемых методом свободной ков­ки. Благодари применению таких заготовок снижаются расход материала и затраты на механическую обработку. Для стволов используют стали марок 40Х, 40ХН, 38ХГН, приобретающие в результате ковки более со­вершенную кристаллическую структуру и повышенные механические свойства.

Осевое положение ствола вертлюга фиксируется упорными подшип­никами 6 и 9. Основная опора ствола — подшипник б, нагружаемый весом ствола и бурового инструмента, когда вертлюг посредством штропа удер­живается в подвешенном состоянии. Вспомогательной опорой ствола явля­ется подшипник9, нагружаемый собственным весом корпуса и других нев-ращающихся деталей, когда вертлюг опирается на ствол, а штроп вертлюга находится в свободном состоянии. Это происходит при установке вертлюга с ведущей трубой в шурф и в процессе бурения скважины, когда из-за не­достаточного веса бурильной колонны нагрузку на долото до полня юг весом вертлюга.

В рассматриваемой конструкции вертлюга в основной опоре ствола установлен упорный подшипник с короткими цилиндрическими роликами. Благодаря укороченной длине снижается скольжение роликов относитель­но колец при вращении ствола. Это благоприятно влияет на износ и нагрев подшипников. Подшипники с коническими и сферическими роликами об­ладаю! большей нагрузочной способностью по сравнению с подшипника­ми, имеющими короткие цилиндрические ролики. Поэтому в тяжело на­груженных вертлюгах преимущественно применяются упорные подшипни­ки с коническими либо сферическими роликами. Для повышения долго­вечности в модернизированных вертлюгах ОАО «Уралмашзавод» (УВ-250 МЛ1 используются конические упорные подшипники.

Для центрирования роликов относительно ствола подшипник 6 снаб­жен внутренним сепаратором. Наружный сепаратор предохраняет ролики от смещения под действием центробежных сил. В менее нагруженной вспомогательной опоре используется шариковый упорный подшипник. Ствол центрируется в корпусе радиальными роликовыми подшипниками3 и10. Упорные подшипники центрируются по кольцу, установленному на стволе. Второе кольцо является свободным и благодаря этому самоцентрируется относительно тел качения подшипника.

Осевое положение ствола и натяг подшипников 9 и10 регулируют прокладками между корпусом4 и крышкой14 вертлюга. Осевой натяг нижнего радиального подшипника регулируют установочной втулкой, на­винченной на ствол вертлюга и предохраняемой от отвинчивания стопор­ными винтами. Наружное кольцо подшипника удерживается пружинным стопором, установленным в кольцевом пазу корпуса. Для соединения верт­люга с ведущей трубой бурильной колонны используется сменный нип­пельный переводник 1, предохраняющий резьбу ствола от износа и меха­нических повреждений.

На стволе вертлюга и верхнем переводнике ведущей трубы выполнена внутренняя резьба, поэтому для их соединения используется переводник ниппельного типа. С целью предотвращения самоотвинчивания при враще­нии долота на стволе вертлюга, переводниках и верхнем конце ведущей трубы выполнена левая резьба. Нижний переводник ведущей трубы и все другие соединения бурильной колонны имеют правую резьбу, совпадаю­щую с направлением вращения долота.

Корпус вертлюга закрывается верхней 14 и нижней2 крышками с центральными отверстиями дли выводных концов ствола. Крышки крепятся к корпусу болтами. Верхняя крышка снабжена стойками и вторым флан­цем, на котором укреплен отвод 11 для соединения вертлюга с буровым шлангом. Из отвода промывочная жидкость поступает в проходное отвер­стие ствола через промежуточное устройство13.

Полость между корпусом 4 с крышками 14, 2 и стволом вертлюга 5 за­полняется жидким маслом для смазки основного и нижнего радиального подшипников. Стакан15 ствола образует отдельную масляную ванну для смазки вспомогательного и верхнего радиального подшипников. Масло за­ливается через отверстие в верхней крышке корпуса. Для слива отработан­ного масла предусмотрено отверстие в нижней крышке корпуса. Уровень масла проверяется контрольной пробкой, ввинченной в корпус вертлюга. Масляные отверстия закиываютсн оезьбовыми пообками.

Контрольные вопросы:

1.Для чего нужен серпаратор?

2.Для чего нужны буровые насосы?

3.Конструкция манифольда

4.Расскажите устройство вертлюса

5. Схема блока приготовления раствора

Литература

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

3. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра,

1999. — 375 с

и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.— 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

Лекция 11

Тема: Режимы бурения.

План:1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.

2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.

studfile.net

Гидравлическая программа промывки скважины

ВЫСШЕЕ  ГОСУДАРСТВЕННОЕ ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ 

РОССИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ  И ГАЗА ИМ. И.М.ГУБКИНА 
 
 

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин 
 
 
 

Курсовая  работа

на тему:

“Гидравлическая программа промывки скважины.” 
 
 
 

Выполнил:       Проверил:

Студен гр.        проф.

ЭУ-09-3                Балаба В.И.

Веретельник И.В. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Москва 2012  
 

Оглавление

Введение 3

Теоретическая часть. 5

1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ 5

2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 7

3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН. 9

Практическая часть. 15

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ 15

2. ПРИМЕРЫ. 23

Заключение. 28

Список литературы. 30 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение

     Технологический процесс промывки скважин является одним из наиболее важных процессов  в бурении. Он включает ряд технологических операций: приготовление, очистку, регулирование свойств и циркуляцию бурового раствора.

     Успешная, безаварийная проводка скважин определяется прежде всего степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Было бы ошибочным считать, что это вспомогательный процесс в бурении и что его функции сводятся к выносу разрушенной долотом породы на дневную поверхность. Процесс промывки скважин включает разрушение породы и очистку забоя от обломков породы, охлаждение и смазку бурильного инструмента, транспортирование шлама на дневную поверхность и сброс его в отвал, временное стабилизирование и крепление ствола скважины, герметизацию проницаемых зон, балансирование давления на границе скважина — пласт и т.д.

     Анализ  технико-экономических показателей  в бурении подтверждает, что даже при использовании высокоэффективного бурового оборудования и инструмента (долот, турбобуров н т. д.) они не всегда высокие. Только хорошие технологические свойства буровых растворов и совершенная технология промывки в сочетании с современными долотами и оборудованием позволяют достичь наивысших технико-экономических показателей при проходке скважин.

     В практике бурения технологический  процесс промывки скважин постоянно  совершенствуется. Современные буровые  установки оснащены высокоэффективным  оборудованием для приготовления  бурового раствора, многоступенчатой очистки его от шлама и газа; мощными буровыми насосами, способными развивать давление до 40 МПа. В сочетании с эффективными материалами для буровых растворов — глинопорошками, порошкообразным баритом, порошкообразными термо- и солестойкими реагентами — это оборудование позволяет бурить быстро, экономично и безопасно. Естественно, что дальнейший прогресс в бурении невозможен при отсталой технологии промывки скважин. Во многих районах мира можно увеличить скорости бурения скважин на 25—50 % только за счет применения прогрессивной технологии промывки. Никакие долота и забойные двигатели не в состоянии эффективно работать, если применяется отсталая технология промывки скважин.

Использованию этого мощного резерва в отечественном  бурении будет способствовать обобщение лучшего мирового опыта. Поэтому авторы надеются, что настоящая работа поможет производственным и проектным организациям в дальнейшем совершенствовании отечественного бурения, в значительном улучшении технико-экономических показателей проходки скважин.

       Опыт показывает, что технико-экономические  показатели проходки скважин  зависят не только от применяемого  оборудования, типа долот, режима бурения (удельная нагрузка) и частоты вращения долот, но и от способа и режима промывки, технологических свойств бурового раствора. Эта зависимость настолько существенна, что в современных условиях бурения

выбору  параметров промывки и показателей  свойств раствора уделяют первостепенное внимание.

     В этой курсовой работе будут  подробно  рассмотрена гидравлическая программа  промывки скважины, все ее составляющие  и поведены технологические расчеты  при разработке гидравлической программы  промывки скважины для роторного  способа бурения. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Теоретическая часть.

1.БУРОВЫЕ  ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

   Буровые растворы выполняют функции, которые  определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

На рисунке 1 приведены основные свойства  

Классификация основных свойств бурового раствора

Рис.1

 
 

На рисунке 2 представлена Классификационная схема  технологического оборудования для  промывки скважины 

Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

Рис.2 

Буровые растворы выполняют функции, которые  определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.На рисунке 3 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а так же характер их действия. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают, исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Классификация буровых растворов.

   Рис.3

2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ  ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ  СКВАЖИНЫ

     Повышение эффективности процесса бурения  глубоких и сверхглубоких скважин в значительной степени зависит от обоснованного проектирования гидравлической программы их промывки. Под проектированием гидравлической программы промывки скважины понимается совокупность и последовательность гидравлических расчетов циркуляционной системы, направленных на повышение эффективности бурового процесса.

     Приводимая  методика предназначена для выбора рациональных режимов промывки ствола скважины  при бурении, обеспечивающих: устойчивость стенок скважины, совершенную очистку забоя и транспортировку выбуренной породы, реализацию гидромониторного эффекта, повышение механической скорости бурения за счет снижения забойного, гидродинамического давления, рациональное использование гидравлической мощности насосной установки.

     Методика  позволяет определить подачу буровых  насосов, диаметр втулок насосов, диаметр  и число насадок гидромониторных  долот. Зависимости просты и доступны для расчета с помощью малой вычислительной техники.

     Методической  основой алгоритма гидравлической программы является постулат об определяющем влиянии подачи буровых насосов  на эффективность гидротранспорта шлама в кольцевом пространстве скважины и связанное с этим процессом приращение эквивалентной плотности промывочной жидкости. Выбор уравнения для расчета эквивалентной плотности связан с предварительным определением режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины и вычислением скорости осаждения шламовых частиц при различных режимах осаждения.

     Задачи  гидравлической программы  промывки скважин:

     Гидравлическая  программа промывки скважин должна обеспечивать достижение наивысших технико-экономических показателей.

     Задача  составления гидравлической программы  бурения:

    • определение рационального режима промывки скважины,
    • обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.
 

   Одна  из главных функций циркулирующего бурового раствора — очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции — гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

   Скорость  и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

   С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают и отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетические затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора.

   Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для  каждого конкретного случая должно быть принято компромиссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гидродинамическое давление на забое — основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения.

3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений, приведенных в табл. 1. Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Рассмотрим  более детально значимость функций  и ограничений процесса промывки скважин. Одной из важнейшей функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

www.turboreferat.ru

Основные функции промывочных жидкостей. Применение глинопорошков.


⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 8Следующая ⇒

1. Удалять с забоя частицы разбуриваемых пород и выносить их на дневную поверхность.

2. Охлаждать и смазывать трущиеся элементы долот, забойных двигателей, бурильной колонны.

3. Укреплять (глинизировать) неустойчивые породы на стенках скважины.

4. Создавать противодавление на разбуриваемые пласты, достаточное для предотвращения поступление пластовых флюидов в скважину.

5. Удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии.

6. Передавать гидравлическую мощность от насосов к забойному двигателю (при турбинном бурении).

7. Способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в скважине.

Кроме того, буровой раствор должен обладать следующими качествами:

1. Легко освобождаться от частичек выбуренной породы в очистных устройствах.

2. Допускать проведение геофизических исследований в скважине.

3. Легко прокачиваться буровыми насосами, т. е. быть подвижным.

4. Буровой раствор не должен вызывать коррозию оборудования и бурильной колонны.

Одной из важнейших функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором в некоторых зарубежных странах ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).

Очевидно, что важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Основной функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя – обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат.

Обязательное требование к процессу промывки скважин – выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощению бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного повышения гидродинаимческого давления в скважине над гидростатическим.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и реологическими показателями раствора.

 

Основной показатель, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной – плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений – поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи – такой вид осложнений, который обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Важное технологическое качество бурового раствора – удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т. д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок значительно уменьшается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резца долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины.

Глинопорошки представляют собой тонкодисперсную хорошего качества глину. Критерием применимости глин для приготовления глинопорошка является минимальная плотность глинистого раствора или минимальная концентрация глинистых частиц в растворе, имеющем необходимые структурно-механические свойства и малую водоотдачу.

Пригодны такие глины, которые дают качественные растворы при концентрации твердой фазы 4-5 %. К таким глинам относятся бентонитовые глины. Параметры глинистого раствора должны быть: статическое напряжение сдвига за 1 мин. и 10 мин. покоя соответственно 30 дПа и 45 дПа, водоотдача – 8-12 см3 за 30 мин.

Возможны 3 варианта применения порошкообразных глин:

1. Как коллоидные добавки к естесственному буровому раствору, образующемуся в процессе бурения.

2. Для приготовления бурового раствора искусственным методом.

3. Как добавки к глинистому раствору приготовленному из местных карьерных глин для увеличения в нем коллоидных фракций.

Глинистый раствор из порошкообразных глин приготавливают в гидромешалках, мешалках эжекторного типа. Время приготовления раствора из порошкообразной глины значительно меньше, чем из комовой глины.


Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

способы, технологии, оборудование :: SYL.ru

Бурение и обустройство скважины на участке позволяет организовать независимое водоснабжение для дома и участка. Но на этом хлопоты не заканчиваются. В процессе эксплуатации скважины потребуется постоянное поддержание ее состояния в чистом виде. Разумеется, «чистое состояние» в данном случае понятие условное и означает лишь освобождение канала от песчаных забоев и прочей инородной массы. Но без специального обслуживания использование колодца будет невозможно. К тому же промывка скважин является обязательной технологической мерой еще на стадии бурения.

Причины засорения скважин

Способствовать засору скважины могут разные факторы, среди которых и естественные процессы. Главной причиной считается непостоянное использование скважины, то есть отсутствие регулярного водозабора. Например, если дачник надолго покинул загородный участок, то к приезду через год-два он вполне может ожидать в скважине накопление ила, песка, ржавчины от водопроводных труб и других нежелательных элементов. Это и есть естественный процесс загрязнения, которому не мешает нормальная эксплуатация скважины. Еще одна причина заключается в ошибках строительства скважины. Если не были предприняты меры по укреплению устьев, то малейшие грунтовые подвижки могут спровоцировать обрушение породы, в результате чего потребуется промывка скважин от травы и грунта с его составом. Самые серьезные последствия оставляет загрязнение на этапах бурения или при его неправильном осуществлении. Заполненная песком новая скважина и вовсе может не поддаться восстановлению, поскольку ресурсы на выкачивание больших объемов плотных мелких частиц иногда сопоставимы с полным процессом бурения.

Применяемое оборудование

Используется целый комплекс технических средств, приспособлений и агрегатов. В качестве подающего и осуществляющего забор оборудования могу применяться бурительные коммуникации, среди которых трубы, желоба, насосы и колонны. Не обходится мероприятие и без силового оснащения. Для этого может задействоваться перекачивающий насос для промывки скважины, гидроаккумуляторы и станции с автоматическим управлением. Комбинированное выполнение операций бурения и забора шлама производится с помощью трубобуров. Кроме этого, профессиональная очистка требует использования и фильтрующих средств уже на поверхности. Для таких нужд применяют резервуары, отстойники с дезинфекцией, специализированные очистные агрегаты и т. д. Важно иметь в виду, что большинство устройств потребуют подключения немалого энергоресурса. Иногда работа не обходится без трехфазной сети и автономных генераторов.

Технологии промывки

Обычно используются технологии промывки посредством циркулирующей воды или другой жидкости, способствующей очистки скважины. Сама циркуляция может организовываться как периодическая и непрерывная. Второй вариант чаще применяется на скважинах, которые обслуживают промышленные объекты – когда необходимо высокое качество воды при условии объемного забора. Циркуляция в процессе бурения и забоя ставит целью устранение выбуренного шлама. По налаженным контурам также производится транспортировка породы на поверхность. Для этого используется специальная линия передачи, конечным технологическим этапом в которой выступает шламосборник. Роторное бурение скважин с промывкой также сопровождается гидромониторным разрушением породы на забоях. Нередко обвалы провоцируются искусственно, чтобы выявить и устранить наиболее слабые участки в устьях.

Прямая циркуляция воды

При таком методе очищающий раствор направляется в гнездо скважины по насосам из специальной емкости через шланг. Также в качестве обслуживающей подачу оснастки могут использоваться ведущие трубы и вертлюги. Раствор минует насадки долота и гидравлический мотор, выполняет очистку забоя и перевозит шлам вверх по организованному кольцевому контуру, который располагается между стенами скважины и обсадной трубой. В конечном итоге прямая промывка скважины отправляет выбранную массу в систему очистки на поверхности, где смесь подвергается тщательной фильтрации. Для многоступенчатой очистки используются отстойники, вибросита, центрифуги и вспомогательные насосы с гидроциклонами. Конфигурация очистки с промывкой прямым способом может быть упрощена посредством сокращения агрегатов, если бурение производилось в непроницаемых твердых породах.

Обратная промывка скважины

В первую очередь инженеры всегда рассматривают возможность выполнения прямой очистки, но если в силу недостатка мощностей этот метод оказывается малоэффективным, то задействуют обратную промывку. В этом случае активный раствор подается по кольцевому пространству, организованному между стеной скважины и бурильной трубой. Для поддержки восходящих потоков с выбранной массой используется гидротранспорт керна. Таким оборудованием можно извлекать даже тяжеловесный шлам. Важной особенностью обратной промывки является то, что чистка скважин может осуществляться в условиях закрытого устья. То есть задействуются только мощности, размещенные в самой скважине. Силовая подача реализуется с помощью бурового насоса. Но есть и недостатки у этого метода. Главный из них заключается в невозможности применения забойных двигателей. Породоразрушающий инструмент также не допускается к применению в рамках обратной промывки.

Комбинированная циркуляция

Данная методика неплохо себя проявляет в работе со скважинами, которые имеют сложное шламовое устройство. Жидкость подается самотеком, а также с помощью бурильного насоса. Обычно колонна бурения имеет несколько каналов и по одному из них направляется раствор. Второй канал можно использовать для подачи сжатого воздуха, а третий – напротив, поднимает шламовую массу. Такая схема, на первый взгляд, неспособна обеспечивать высокую производительность забора, но остается и возможность расширения каналов за счет турбобуров. Единственным недостатком, которым обладает промывка скважин комбинированного типа, является сложность конфигурации взаимодействия разных каналов. Дело не только в трубопроводной и насосной инфраструктуре, но и в повышении мощностей, которые обеспечивают многоуровневую циркуляцию.

Местная циркуляция

Если в разрезе при обследовании были выявлены процессы поглощения пластов, то целесообразно использовать так называемую местную циркуляцию. По сути, она является призабойной. Метод реализуется с помощью буровой оснастки и погружного насоса. Буровое оборудование осуществляет разработку породы, а насосные агрегаты выводят шлам в специальный уловитель. Такая чистка скважин предусматривает подключение механического или электрического привода. В то же время шламоприемник располагается не на поверхности в зоне фильтрации, а интегрируется в бурильную колонну. Способ достаточно простой, но требует больших мощностных ресурсов и не подходит в работе с глубокими скважинами, наполненными открытым плотным шламом.

Жидкости для промывки

Для промывки может использоваться и обычная вода, но для большей эффективности эту задачу решают с помощью специальных смесей. Выбор конкретного раствора делается исходя из условий чистки, параметров скважины и характеристик шлама. В профессиональной сфере практикуется использование насыщенных солевых и глиняных смесей. Если порода содержит растворимые соли, то промывка легче выполняется как раз солевыми растворами. Чтобы размягчить породу, к основному составу также добавляют поверхностно-активные элементы. С их помощью устраняются и плотные шламовые забои. Если планируется промывка скважин в условиях ликвидации аварий, то желательно использовать нефтяные смеси и растворы соляной кислоты. Что касается воды, то ее вполне можно задействовать без добавок при очистке каналов среди устойчивых твердых пород.

Особенности промывки своими руками

Без специального оборудования частичную промывку при незначительном содержании шлама и песка в скважине можно выполнить самостоятельно. Один из способов предполагает использование желонки. Она опускается вниз, после чего обеспечивается подача воды. Далее производится забор разбавленного бурового раствора наружу. В итоге получается несложная, но поверхностная промывка скважины. Своими руками можно организовать и насосную конструкцию с прямым забором. Действует эта конфигурация с помощью погружного и откачивающего насосов, которые связываются в единый коммуникационный блок возле устья. Перед откачкой на поверхности следует предусмотреть и емкость для сбора песка с илом и другими компонентами шлама.

Что еще учесть при чистке скважины?

При выполнении очистки следует учитывать несколько нюансов. Во-первых, разрушающее пласты оборудование должно применяться только после полного обследования скважины на предмет вероятности обрушения. Аварии при выполнении производительного забора – тоже не редкость. Во-вторых, промывка скважин на воду с применением химических растворов также должна быть рассчитана на предмет экологической и санитарной безопасности. Это особенно касается случаев обслуживания скважин, предназначенных для забора чистой воды – даже с учетом дополнительной фильтрации.

Заключение

Бурение скважины для последующего водоснабжения – сложная и ответственная процедура. Существует немалый процент случаев, когда даже успешное бурение в итоге не позволяет в полной мере использовать объект для планируемых целей. Это связано именно с сильными процессами зашламления дна. Но в любом случае стоит изначально обращаться к специалистам, которые смогут диагностировать подобные процессы. Что касается стоимости услуг на чистку, то обычно она включается в общий комплекс бурительных работ и в среднем составляет 1,5-2 тыс./м. Важно учитывать, что промывка скважины, цена которой формируется в общей смете на бурение и составляет те же 2 тыс./м, к примеру, будет отличаться по технике выполнения от обслуживания уже в процессе эксплуатации. Как правило, за объект при регулярной очистке берется разовая плата в 7-15 тыс. в зависимости от сложности работы и объема. Если в долгосрочном договоре на бурение с профилактическим обслуживанием указывается промывка, то ценник может быть снижен.

www.syl.ru

Промывка скважины своими руками после бурения

Содержание   

Загрязнения могут попадать в скважину двумя способами: из грунта, либо через верхнее отверстие — устье. Характерными грунтовыми загрязнениями являются нерастворимые и растворимые механические частицы – песок и глина, а также примеси железа, которые, после того как внутрь скважины попадает воздух, окисляются и выпадают в осадок, похожий на ржавчину.

Промывка скважины напором воды под большим давлением

Типичными внешними загрязнениями воды, попадающими в скважину через устье, является ржавчина обсадной трубы, и грязь из кессона. Если скважина эксплуатируется без верхней крышки, что бывает крайне редко, но всё же встречается, то в неё может попадать вообще что угодно, вплоть до лягушек и мелких грызунов.

Когда и зачем требуется промывка скважины?

Вышеперечисленные загрязнения со временем на дне образуют иловую прослойку, которая в процессе накопление имеет свойство концентрироваться и уплотняться. Пока ила не много, он не причиняет особых проблем, а если вы используете для очистки воды какое-либо фильтрующее устройство, то можете вообще не знать о его существовании.

Но через некоторое время накопления ила достигают высоты фильтра, что является ключевой причиной снижения дебита воды в артезианской скважине.

После того как доступ воды в скважину снизился и она перестала показывать былую продуктивность, в большинстве случаев хозяин источника приходит к выводу о том, что причиной проблемы является истощение водоносного слоя, и необходимо опустить глубинный насос ещё ниже. Это спасает лишь на некоторое время – до тех пор, пока слой накопления ила не выросли до высоты расположения насоса.

После этого увеличение количества ила прекращается, так как весь дальнейший рост прослойки изымается насосом, который откачивает грязь вместе с водой. Когда это происходит, то вследствие ненормального режима работы в кратчайшие сроки из строя выходит всё оборудование – сам насос, фильтры для воды, также увеличивается количество затрачиваемых на очистку воды и регенерацию фильтра реагентов.

Возможны даже случаи, когда заилившаяся артезианская скважина не используется какое-то время, и ил вырастает выше насоса, поглощая его полностью.

Читайте также: как производят очистку воды от железа своими руками?

Процесс промывки скважины с помощью насоса

Однако не допустить развитие такой ситуации, если не упускать из виду все предварительные «звоночки», предельно просто. Для этого требуется лишь периодическая промывка скважины (артезианской или любой другой) от собравшихся на дне отложений.

Кроме профилактической промывки, также необходима обязательная промывка скважины по завершению процесса бурения, перед вводом источника в эксплуатацию.

Промывка водяных скважин, как обратная, так и прямая,  может быть выполнена своими руками, при этом, вы получите результат ничем не хуже, чем тот, который обеспечивают специальные промышленные установки. О том, какие существуют способы промывки, и как делать это правильно, мы и поговорим в следующих разделах статьи.
к меню ↑

Какие способы промывки скважин?

Технология промывки скважин выделает два отличающихся друг от друга способов очистки:

Прямая промывка – данный способ выполняется посредством подачи жидкости внутрь промывочной трубы, вследствие чего все загрязнения выходят сквозь затрубное отверстие скважины. Прямая промывка является наилучшим вариантом для очистки нефтяных скважин от остатков металла и шлама, которые остаются после буровых работ.

Обратная промывка – промывочная жидкость подается в затрубное пространство, при этом восходящий поток жидкости выводится через саму трубу. Обратная технология промывки скважин обеспечивает большую скорость загрязненного потока воды на выходе, так как сечение пространство между очистной колонной и обсадной трубой минимальное. Обратная промывка является оптимальным способом очистки нефтяных скважин от песка.

Применение промывочных жидкостей в бурении необходимо для обеспечения максимальной эффективности процесса очистки. Наиболее распространенными реагентами являются:

Начальный этап промывки — выход загрязненной жидкости из скважины

  • Аэрированные промывочные жидкости;
  • Эмульсионные растворы;
  • Пенные растворы;
  • Глинистые растворы.

Также обратная промывка может осуществляться с применением обычной технической воды.

Промывочные жидкости в бурении должны соответствовать следующим требованиям:

  • Выполнять эффективную очистку дна скважины от рыхлого грунта, чтобы породоразрушающее долото контактировало с твердой поверхностью;
  • Укреплять стенки нефтяных скважин;
  • Выполнять смазывающую функцию;
  • Охлаждать долото в процессе бурения.

Бурение с промывкой выполняется с использованием специального промывочного долота. В зависимости от особенностей конструкции (расположения отверстия на корпусе) выделяют: долото с центральной промывкой, и долото с боковой промывкой. Также существует долото водно-воздушной очистки. Подвод рабочей жидкости к механизму осуществляется через буровую колону — таким образом долото может очищаться быстро, и процесс бурения не замедляется.

Технология обустройства нефтяных и газовых скважин требует предварительного выполнения двух видов расчетов: затрат бурового раствора, и сопротивления циркуляционной системы.

Процесс промывки скважины насосом

Гидравлический способ, которым выполняется расчет промывки скважины — достаточно сложный процесс, который должен выполняться исключительно специалистами. Промывка водяных скважин, в отличие нефтяных, никаких обязательных расчетов не требует – она выполняется до тех пор, пока из скважины не пойдет чистая вода.

Читайте также: особенности промывных фильтров очистки воды.

к меню ↑

Какое оборудование применяют для промывки скважины?

Чтобы выполнить все операции  своими руками, без привлечения профильных служб, вам необходимо приобрести, либо взять в аренду оборудование для промывки скважин.

Обработка скважины (актуально как для обычной, так и для обратной промывки) может осуществляться с применением следующих устройств:

Компрессор для промывки. Для очистки скважин должен использоваться компрессор, мощность которого превышает 12 атмосфер. Кроме этого вам понадобится приобрести трубы, диаметр которых меньше диаметра самой скважины – между их стенками должно быть пустое пространство, через которое и будут выходить все загрязнения.

Главные требования, которые выдвигаются к такому компрессору – возможность регулирования расхода и давления воздуха, экономичность, надежность и простота использования.

Погружной насос. Промывка скважины также может выполняться самостоятельно, своими руками — с помощью специального погружного насоса для откачки грязной воды. При этом необходимо выбирать насос, который может поглощать механические частицы диаметром до 5мм, что позволит очистить дно не только от ила и песка, но и от небольших камней.

Читайте также: какие бывают насосы для песка, ила и других загрязнений.

Буровой насос. Возможна промывка скважины посредством буровых насосов. Это основной способ первоначальной очистки артезианских скважин перед вводом их в эксплуатацию. Такие насосы обеспечивают максимальное давление очистной жидкости, что позволяет эффективно удалить твердые отложения со дна источника.

Процесс промывки скважины с применением компрессора

В целом, для периодической промывки артезианской скважины своими руками, самым оптимальным вариантом является компрессор. Это сравнительно недорогое устройство, которое, после приобретения, помимо очистных и буровых работ, найдет и другие применения в бытовом использовании.

к меню ↑

Этапы промывки

Промывка скважины погружным насосом выполняется по следующим этапам:

  1. Предварительно привяжите насос к надежному тросу, так как в процессе промывки его может затягивать в ил, и чтобы вытянуть его оттуда, шнура, идущего в комплекте с насосом, может не хватить.
  2. Несколько раз опустите насос на дно скважины, чтобы осадок взболтался. Если у вас есть желонка – можете воспользоваться ей, чтобы изъять основное количество ила.
  3. Опустите насос на дно и включите.
  4. Из шланга для подачи воды начнет течь очень загрязненная вода. Выполняйте откачку до тех пор, пока не пойдет чистая вода, иногда может понадобиться опустошить скважину полностью.

Промывка скважины компрессором выполняется иначе. Для работы вам понадобится труба, длина которой на 3-4 метра превышает глубину скважины.

Алгоритм действий:

  1. Опускаем трубу в скважину. Не забудьте укрепить верх веревкой, так как вследствие сильного давления трубу может выперать вверх.
  2. На верхний край трубы монтируем вакуумный переходник. Закрепляем его с помощью саморезов.
  3. Шланг компрессора подключаем к переходнику.
  4. Нагнетаем давление компрессора до максимально возможного показателя.
  5. Включаем устройство и подаем весь воздух в скважину.
  6. Прокачка выполняется до тех пор, пока со скважины не начнет вылетать полностью чистая вода.

Будьте готовы к тому, что вся территория вокруг скважины будет покрыта фонтанирующей из источника грязной водой, так как давление компрессора достаточно большое. Поэтому не помешает обзавестись дождевиком.

Также, для большей эффективности, можно скомбинировать эти два метода в один. Только после откачки ила погружным насосом, компрессором в трубу для промывки подается не воздух, а техническая вода, которая забитая в скважину под максимальным давлением отлично очищает все оставшиеся после промывки насосом загрязнения.

Читайте также: как обустроить скважину на даче своими руками?

к меню ↑

Как промывают скважину? (видео)


 Главная страница » Скважины

byreniepro.ru


Смотрите также