Как выполнить промывку скважины? Промывка скважины нефть


7 ответов на вопросы по теме: "Промывка скважины"

Вопрос 1. Чем отличается промывка скважин от продувки?Ответ. В процессе бурения в скважине непрерывно осуществляют замкнутую циркуляцию через скважину технологического (циркуляционного) агента — жидкости или газа.При использовании жидкости технологический процесс ее циркуляции через скважину называется промывкой, а при использовании газа — продувкой. Как правило, применяется промывка скважин. Технологическую жидкость, прокачиваемую через скважину, называют промывочной (ПЖ) или буровым раствором (БР).

Вопрос 2. Какая промывочная жидкость является является наиболее доступной и недорогой?Ответ. Техническая вода, используемая в качестве бурового раствора, является наиболее доступной и недорогой промывочной жидкостью.Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото.Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Вопрос 3. Чем отличается эмульсия от суспензии?Ответ. Естественный буровой раствор — это водная суспензия, образующаяся в скважине в результате диспергирования шлама ГО, разбуриваемых на воде.У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой — глина.

Вопрос 4. Какие буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин?Ответ. Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые, каолиновые и гидрослюдистые.Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 т бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества — 4-8 м³ а из низкосортных глин — менее 3 м³.Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Вопрос 5. Какими преимуществами обладают буровые растворы на углеводородной основе?Ответ. Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой — окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот.Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

Вопрос 6. За счет каких факторов получается большой экономический эффект при использовании газообразных агентов в качестве продувочных агентов?Ответ. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10-12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Вопрос 7. Как осуществлять выбор плотности бурового раствора, в зависимости от условий бурения?Ответ. Плотность бурового раствора (ρб.р.) может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890-980 кг/м³, у малоглинистых растворов — 1050-1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов — до 2200 кг/м³ и более.Плотность бурового раствора ρб.р. выбирается исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρб.р. должно определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.Величину ρб.р. необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения:ρб.р.=(pпл+ΔpΣ)/gH,где ΔpΣ — суммарная репрессия на пласт.

Источник: Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / К.А. Карпов

Поделитесь с друзьями:

www.megapetroleum.ru

Процесс - промывка - скважина

Процесс - промывка - скважина

Cтраница 1

Процесс промывки скважин от накопившегося в ней песка заключается в том, что в скважину спускают до пробки колонну насосно-компрессорных труб, являющихся в данном случае колонной промывочных труб, и нагнетают в них под давлением промывочную жидкость, которая размывает пробку и выносит размытую породу на поверхность. В качестве промывочной жидкости применяют нефть или воду. Воду применяют в том случае, если при промывке водой в области фильтра не возникают затруднения в дальнейшем освоении и эксплуатации скважины. Когда пробка имеет значительную высоту и промывка водой в области фильтра вызывает осложнения при дальнейшем освоении и эксплуатации, скважину следует промывать водой до фильтра, а фильтр - нефтью.  [2]

Процесс промывки скважин от накопившегося в них песка заключается в том, что в скважину нагнетают под давлением промывочную жидкость, которая размывает пробку и выносит размытую породу на поверхность.  [3]

В процессе промывки скважины давление увеличивается из-за возникновения сопротивления движению жидкости в кольцевом пространстве.  [4]

В процессе промывки скважин шеной выносимые из призабойной зоны песчаные фракции свободно проходили через дросселирующий лапал, оседая в сборных емкостях, и к цементировочному агрегату поступала чистая пенообразующая жидкость.  [5]

В процессе промывки скважины пузырьки газа и капельки нефти проскальзывают в движущийся поток. Происходит постепенная очистка каналов в призабойной зоне, создаются благоприятные условия для движения пластовбй жидкости в скважине, и пласт начинает работать.  [6]

В процессе промывки скважины пузырьки газа и капельки нефти проскальзывают в движущийся поток. Происходит постепенная очистка каналов в призабойной зоне, создаются благоприятные условия для движения пластовой жидкости к скважине, и пласт начинает работать.  [8]

Гидравлический расчет процесса промывки скважины, как правило, не вызывает затруднений, так как после обработки бурового раствора его реологические параметры практически остаются постоянными 15 течение продолжительного периода.  [9]

Для оптимизации процесса промывки скважин за рубежом часто применяют понятие рабочего окна, ограничения для которого задаются проектом. Графически рабочее окно представляет собой границы регулирования свойств буровых растворов и режимных параметров промывки. Пока свойства бурового раствора и скорости циркуляции не выходят за пределы рабочего окна, осложнения в стволе будут минимальными. При недостаточной информации о разрезе скважины оптимизируют обычно скорость проходки интервала. При этом вначале решается задача минимизации осложнений при бурении, а затем - задача максимизации в этих условиях механической скорости проходки.  [10]

Для оптимизации процесса промывки скважины необходимо располагать критерием, позволяющим оценить качество очистки и определить условия полной очистки забоя от шлама. Известен целый ряд таких критериев, предложенных различными авторами.  [11]

Точность гидравлического расчета процесса промывки скважины зависит в первую очередь от достоверности исходной информации.  [13]

Обязательным требованием к процессу промывки скважин является выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность.  [14]

Под требованиями к процессу промывки скважин понимают требования к буровым растворам и режимным параметрам промывки, при которых достигаются наилучшие технико-экономические показатели бурения. Часто эти требования оказываются противоречивыми, и на практике по возможности максимизируют желательные функции процесса промывки и буровых растворов, но минимизируют нежелательные функции. Таким образом, используя общий подход к решению этой задачи, в конкретном случае выбирают экономически наиболее выгодное сочетание технологических параметров промывки, при которых достигается минимальная стоимость скважины при максимально возможной коммерческой скорости бурения одним станком.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сущность промывки скважины горячей нефтью

Количество просмотров публикации Сущность промывки скважины горячей нефтью - 881

При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Вместе с тем, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи скважинных электронагревателœей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ ГОРЯЧИХ ЖИДКОСТЕЙ (нефти, газового конденсата͵ керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ ʼʼповерхностно активными веществамиʼʼ), обычно проводят для прогрева запарафинœенных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объёме до 15 – 30 кубометров нагревают до температуры 90 – 95оС паром от ППУ , а затем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того , имеется специальные агрегаты АДП-4-150 для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов в скважины с целью удаления отложений парафина. Эти агрегаты также можно использовать и для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте скважинный насос доспускают до нижнего интервала перфорации и, не прекращая работы насосной установки, горячую жидкость закачивают через межтрубное пространство. По пути она нагревает НКТ, расплавляет парафин с их внутренних стенок и, проникая в призабойную зону, расплавляет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от скважины.

Для осуществления второго варианта из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, спускают скважинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне, и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. При этом при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии, призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является крайне важно сть остановки скважины для подъема и спуска насоса и установке пакера.

referatwork.ru

Технология промывки скважины своими руками

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 ↑

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 ↑

Оборудование для самостоятельной 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 скважин

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 ↑

Этапы промывки скважины (видео)

 Главная страница » Скважины

byreniepro.ru

Способ промывки скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам промывки скважин, и может быть использовано при промывках непосредственно перед спуском насоса. Спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) в скважину. Осуществляют прямую промывку скважины промывочной жидкостью и выход из скважины продуктов очистки. Перед спуском НКТ оснащают скребком. Спуск НКТ осуществляют ниже глубины установки скважинного насоса. Осуществляют скреперование обсадных труб от остаточных отложений. Затем НКТ поднимают до глубины ввода промывочной жидкости в ствол скважины, которую определяют по математической зависимости. После чего производят прямую промывку. Промывочную жидкость прокачивают в межтрубное пространство в объеме, равном не менее чем однократному объему полости обсадных труб в интервале от устья до глубины ввода промывочной жидкости в ствол скважины. Обеспечивается наиболее полное удаление из межтрубного пространства плавающей массы продуктов разрушения остаточных отложений АСП с мехпримесями. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам промывки скважин, и может быть использовано при промывках скважин непосредственно перед спуском насоса.

Известен способ промывки скважины, согласно которому промывочный раствор прокачивают в скважину насосным агрегатом по замкнутому циклу через межтрубное пространство в насос и обратно по колонне НКТ на поверхность [1]. Известный способ промывки не обеспечивает удаление из межтрубного пространства в интервале набора кривизны скважины отложений асфальто-смолопарафинов (АСП), удерживаемых на торцах соединительных муфт НКТ и на других выступающих элементах подземного оборудования. В результате этого снижается эффективность известного способа промывки скважины. Наиболее близким к заявленному способу является способ обработки скважины, включающий промывку ствола скважины до забоя рабочим агентом [2]. Согласно этому способу рабочий агент нагнетают в скважину в нагретом виде до определенной температуры и прокачивают его под высоким давлением по колонне насосно-компрессорных труб до забоя скважины и обратно вверх по кольцевому пространству. Однако при движении потока расплавленных продуктов очистки из забоя скважины вверх, в непосредственной близости от внутренних стенок обсадных труб, остывание расплава происходит более интенсивно, чем в центре потока. В результате этого продукты очистки на периферии потока прилипают к стенкам обсадных труб, что приводит к образованию на стенках обсадных труб остаточных отложений. При подъеме насосно-компрессорных труб слой остаточных отложений на стенках обсадных труб разрушается от механического воздействия на них извлекаемого оборудования. В интервале набора кривизны скважины происходит значительное разрушение этого слоя, поэтому часть остаточных отложений всплывает вверх, а другая часть, в зависимости от степени насыщения ее мехпримесями из пласта, выпадает в осадок или мигрирует в жидкости по стволу скважины. В стволах скважин, в зависимости от глубины, толщина плавающей массы остаточных отложений АСП составляет не менее 20-30 м. Их удаление из межтрубного пространства известным способом не предусмотрено. Кроме того, не определено место ввода промывочной жидкости и не указана глубина, достаточная для удаления промывкой плавающих отложений АСП с мехпримесями из межтрубного пространства. Этот недостаток является основной причиной отказов скважинных насосов при запусках насосных установок после проведенного подземного ремонта. Известный способ, выбранный в качестве прототипа, не обеспечивает полную очистку ствола скважины от плавающих в межтрубном пространстве отложений АСП с мехпримесями. Кроме того, известный способ является энергозатратным ввиду необходимости проведения процесса обработки скважины при высоких давлениях нагнетания и температуре промывочного агента. Это исключает возможность применения известного способа для промывки скважины непосредственно перед спуском насоса при подземном ремонте, что снижает его эффективность. Целью заявляемого способа промывки скважины является повышение эффективности промывки за счет более полной очистки ствола скважины от продуктов разрушения остаточных отложений АСП и снижение энергетических затрат на промывку. Поставленная цель изобретения достигается тем, что насосно-компрессорные трубы со скребком спускают ниже глубины установки скважинного насоса, затем трубы поднимают до глубины, определяемой по формуле: где Н - глубина ввода промывочной жидкости в ствол скважины, м; Нc - статический уровень, м; t - среднее значение толщины отложений на внутренних стенках обсадных труб, мм; d - внутренний диаметр обсадных труб, мм, и производят прямую промывку. Благодаря предложенному способу промывки скважин обеспечивается более полная очистка ствола вымыванием плавающих отложений АСП из межтрубного пространства при минимальных энергетических затратах. Очистка ствола скважины от плавающих отложений АСП достигается тем, что в отличие от известных способов промывки насосно-компрессорные трубы со скребком спускают ниже глубины установки насоса, затем скребок поднимают на трубах до глубины, определяемой по предложенной формуле, и производят прямую промывку. Других технических решений с указанными отличительными признаками не выявлено. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Эффективность промывки обеспечивается введением промывочной жидкости в ствол скважины на расчетной глубине, находящейся ниже статического уровня скважины и плавающих на поверхности жидкости отложений АСП. Таким образом, достигается наиболее полная очистка ствола скважины от плавающих отложений АСП. При этом продукты очистки скважины удаляются прямой промывкой с глубины, определяемой по предложенной формуле. На фиг.1-4 изображена схема процесса промывки скважины: на фиг.1 - насосно-компрессорные трубы со скребком, спущенные ниже глубины установки скважинного насоса; на фиг.2 - то же, после подъема труб со скребком до глубины ввода промывочной жидкости; на фиг.3 - то же, в процессе промывки; на фиг.4 - то же, после завершения процесса промывки. Направление потока жидкости показано стрелками. Для проведения промывки скважины заявленным способом используют насосно-компрессорные трубы 1 и скребок 2, например, с подпружиненными плашками 3, выступающими за габариты корпуса скребка (фиг.2). В целях повышения вымывающих свойств в промывочную жидкость могут быть добавлены поверхностно-активные вещества (ПАВ). Скважину скреперуют спуском насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 (фиг. 1). По мере спуска скребка на глубину Нп ниже глубины установки насоса между насосно-компрессорными 1 и обсадными 4 трубами образуется межтрубное пространство 5. Затем скреперование продолжают в обратном направлении вверх, для чего осуществляют подъем насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 до глубины Н (фиг.2). Глубину Н вычисляют по предложенной формуле. Формула позволяет рассчитать эту глубину так, чтобы место ввода промывочной жидкости в межтрубное пространство 5 оказалось ниже слоя плавающих остаточных отложений 6 на поверхности уровня жидкости скважины. В процессе скреперования обсадных труб 4 происходит разрушение остаточных отложений АСП на их стенках от механического воздействия на отложения АСП плашек 3 скребка 2. Продукты разрушения отложений частично всплывают вверх до уровня жидкости в межтрубном пространстве 5, а более насыщенные мехпримесями выпадают в осадок. После завершения скреперования и подъема насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 до отметки Н с помощью промывочного агрегата производят прямую промывку скважины. Агрегатом прокачивают в межтрубное пространство 5 промывочную жидкость в объеме, равном не менее чем двукратному объему полости обсадных труб 4 в интервале от устья до глубины ввода промывочной жидкости. В процессе промывки часть плавающей массы остаточных отложений 6 под действием напора нагнетаемой жидкости вытесняется из канала насосно-компрессорных труб 1 в межтрубное пространство 5 (фиг.3). По мере наполнения межтрубного пространства 5 жидкостью масса плавающих в нем остаточных отложений 6 поднимается с жидкостью вверх. Выход из скважины продуктов очистки наблюдают на сливе в емкость. В конце процесса промывки продукты очистки полностью удаляются из межтрубного пространства (фиг.4). С появлением на сливе в емкость чистой жидкости промывку прекращают. После завершения промывки и отстоя отработанной жидкости ее используют для промывок других скважин, а продукты очистки утилизируют. Спуск скважинного насоса в скважину производят непосредственно после завершения промывки и извлечения из скважины насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2. Пример осуществления способа Скважину 888/292 Ермаковского нефтяного месторождения по заявленному способу промыли непосредственно перед спуском штангового насоса НВ-44 взамен отказавшего. Глубина установки насоса 1260 м, диаметр проходного канала обсадных труб d=130 мм, статический уровень Нс=660 м, толщина отложения АСП в эксплуатационной колонне скважины t5 мм (по промысловым данным). Использованные технические средства при реализации заявленного способа промывки: промывочные трубы, скребок, насосный агрегат, две автоцистерны и емкость. В качестве промывочной жидкости использовали воду АПТ-сеноманского водоносного пласта с добавлением ПАВ. Подставив значения исходных данных в формулу, получаем Как видно из расчета, по предложенной формуле место ввода промывочной жидкости определяется на отметке ниже статического уровня на 110 м: Н-Нс=770-660=110 м. Спуском скребка на насосно-компрессорных трубах ствол скважины скреперовали до глубины 1360 м, затем подъемом труб вверх скреперовали ствол скважины до глубины 770 м. На указанной глубине произвели прямую промывку ствола скважины, для чего насосным агрегатом через трубы прокачали расчетный объем промывочной жидкости с добавлением ПАВ. В начале и конце промывки скважины на сливе в емкость брали пробы жидкости для определения в отработанной жидкости содержания мехпримесей. По данным анализа, содержание мехпримесей в пробах жидкости составило: в начале промывки 1724 мг/л, а в конце - 174 мг/л. Видно, что концентрация мехпримесей к концу промывки существенно снизилась, что свидетельствует об эффективности предлагаемого способа промывки скважины. После завершения промывки и извлечения из скважины насосно-компессорных труб и скребка спустили насос. Запуск и вывод скважины на режим были осуществлены без осложнений и с первой попытки. После отстоя в накопительной емкости очищенную жидкость откачали насосным агрегатом в автоцистерны для использования при промывках других скважин. Продукты очистки из емкости перекачали грязевым насосом в другую цистерну и утилизировали. На месторождениях Западно-Сибирского региона в связи с вступлением основных месторождений, например Самотлорского, в поздний период эксплуатации около трети добычи нефти обеспечивается ШГН эксплуатацией. При этом существенной проблемой остаются отказы установок ШГН по причине засорения насоса мехпримесями и АСП в процессе вывода скважины на режим. Доля подземных ремонтов скважин из-за отрицательного влияния мехпримесей на работу насосных установок составляет 30-35% от общего числа ремонтов. Проблема повышения эффективности промывок скважин и снижения энергозатрат актуальна также для мелких месторождений, например для Ермаковского, находящейся в непосредственной близости от Самотлора. Здесь значительная часть фонда эксплуатационных скважин оборудована установками ШГН, на этом фонде доля подземных ремонтов по причине засорения ШГН мехпримесями и АСП достигает 30% от всех ремонтов, проводимых в течение года. Применение заявленного способа для промывок скважин на нефтяных месторождениях существенным образом повлияет на уменьшение отказов ШГН и повышение наработки на отказ насосных установок. Таким образом, приведенные данные подтверждают, что заявленный способ промывки скважины является промышленно применимым. Источники информации 1. Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М., Булина И.Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с.176, рис.11.4. 2. Патент РФ 2003783, кл. Е 21 В 37/00, - 06, Б.И. 43-44, 1993 г.

Формула изобретения

Способ промывки скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб в скважину, прямую промывку скважины промывочной жидкостью и выход из скважины продуктов очистки, отличающийся тем, что перед спуском насосно-компрессорные трубы оснащают скребком, спуск осуществляют ниже глубины установки скважинного насоса, затем насосно-компрессорные трубы поднимают до глубины ввода промывочной жидкости в ствол скважины, расположенной ниже слоя образовавшихся в результате скреперования обсадных труб остаточных отложений, которую определяют по формуле где Н - глубина ввода промывочной жидкости в ствол скважины, м; Нс - статический уровень, м; t - среднее значение толщины отложений на внутренних стенках обсадных труб, мм; d - внутренний диаметр обсадных труб, мм, после чего производят прямую промывку, причем промывочную жидкость прокачивают в межтрубное пространство в объеме, равном не менее чем однократному объему полости обсадных труб в интервале от устья до глубины ввода промывочной жидкости в ствол скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

www.findpatent.ru

Промывка скважин

ПРОМЫВКА СКВАЖИН (а. flushing; н. Воhrlochspulung; ф. lavage de sondage; и. lavado de pozo, limpieza de sondeo) — циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.

Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции. При общей прямой циркуляции (рис.) буровой раствор подаётся насосами из ёмкости через гибкий шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем он проходит через гидравлический двигатель и насадки долота, очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой скважины (или обсадной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в систему очистки, где последовательно проходит через желоба, вибросита, отстойники, вспомогательные насосы, гидроциклоны и центрифуги. При бурении в твёрдых непроницаемых породах, в верхних и средних интервалах разреза система очистки упрощается — используется меньшее количество очистных агрегатов.

Общая обратная циркуляция применяется в тех случаях, когда очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за недостаточной мощности насосов, увеличенного диаметра скважины, а также при бурении шахтных стволов. При общей обратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной колонной) и бурильными трубами и обогащённый шламом возвращается по бурильным трубам на поверхность к очистным устройствам и насосу. Высокие скорости восходящего потока обеспечивают гидротранспорт керна и вынос тяжёлого шлама. При герметизированном устье циркуляция обеспечивается буровым насосом, нагнетающим промывочный агент в скважину. Основные недостатки общей обратной промывки скважин: невозможность использования забойных двигателей, забивание каналов породоразрушающим инструментом, необходимость герметизации устья скважины, возможность возникновения гидроразрыва пластов из-за высоких давлений. Для снижения недостатков в большинстве случаев для обратной циркуляции используется эрлифт. Для этого в бурильную колонну через трубы малого диаметра (воздушные трубы) по отдельной магистрали нагнетается сжатый воздух, который аэрирует буровой раствор в кольцевом пространстве между воздушной и бурильной трубами и подаёт его через пульпоотводящий тройник и сливной патрубок в отстойник и далее самотёком снова в скважину. В мелких, главным образом водозаборных, скважинах обратная циркуляция осуществляется с помощью вакуумного насоса. Обратная циркуляция по сравнению с прямой характеризуется более высокой скоростью восходящего потока, возможностью увеличения диаметра скважин при надёжной гидровыдаче крупнокусковой разрушенной породы, лучшей очисткой забоя, повышенным выходом керна и возможностью его непрерывной подачи на поверхность.

При наличии в геологическом разрезе сильно поглощающих пластов используется призабойная (местная) циркуляция. Циркуляция бурового раствора осуществляется с помощью погружного насоса с электрическим или механическим приводом, выбуренная порода скапливается в шламоуловителях, включённых в компоновку бурильной колонны.

Комбинированная циркуляция проводится по различным схемам. Для повышения выхода и качества керна используется энергия нагнетаемого с поверхности по колонне бурильных труб промывочного агента, создающего местную, как правило, обратную циркуляцию. При этом применяют пакерные, эжекторные и эрлифтные устройства, а также различные погружные насосы.

При двойной (совмещённой) комбинированной циркуляции, используемой при бурении шахтных стволов, буровой раствор подаётся в ствол скважины самотёком и одновременно в бурильную колонну буровым насосом. При этом бурильная колонна имеет не менее 3 отдельных каналов, по одному из которых раствор подаётся за забой, по второму подаётся сжатый воздух для эрлифта, по третьему поднимается пульпа. Такая промывка обеспечивает качественную очистку забоя и хорошее охлаждение породоразрушающего инструмента. В схеме совмещённой циркуляции в качестве обратного канала может использоваться нижняя часть опережающей скважины малого диаметра, пробуренной на проектную глубину и сбитой у забоя со специальной эрлифтовой скважиной. Для расширения верхней части опережающей скважины применяют турбобуры, работу которых обеспечивает прямая циркуляция промывочного агента. Крупный шлам оседает в забое опережающей скважины, а остальной выносится через эрлифтную скважину. При значительном диаметре форшахты скорость восходящего потока прямой циркуляции в ней резко падает и крупные фракции породы, поднявшиеся с забоя опережающей скважины до форшахты, далее на поверхность подняться не могут. Для их подъёма в форшахте монтируется эрлифт, не совмещённый с колоннами бурильных и обсадных труб опережающей скважины.

При промывке скважин возможны потери промывочного агента за счёт частичного или полного поглощения пластами. Иногда при внезапном вскрытии крупных трещин или каверн наблюдаются катастрофические потери бурового раствора, что обычно заканчивается аварией. Процесс промывки скважин также нарушается при интенсивном поступлении в скважину пластовых вод и при газовых выбросах.

Управление процессом промывки скважин при заданных конструкциях скважины и определённых геолого-технических условиях осуществляется изменением свойств промывочного агента и режима его циркуляции. В общем случае регулируемыми параметрами, определяющими выбор оборудования, служат плотность и реологические свойства промывочного агента; расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего потока; гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте и турбобуре; дифференциальное давление на забое и т.п. См. также Буровой раствор.

www.mining-enc.ru

Промывка скважин - это... Что такое Промывка скважин?

 Промывка скважин         (a. flushing; н. Bohrlochspulung; ф. lavage de sondage; и. lavado de pozo, limpieza de sondeo) - циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое. бурильная колонна; 7 - гидравлический двигатель; 8 - насадки долота; 9 - кольцевой канал; 10 - желоба; 11 - вибросито; 12 - отстойник; 13 - вспомогательный насос; 14 - гидроциклон; 15 - центрифуга"> Схема общей прямой промывки скважин: 1 - ёмкость для бурового раствора; 2 - насос; 3 - гибкий шланг; 4 - вертлюг; 5 - ведущая труба; 6 - бурильная колонна; 7 - гидравлический двигатель; 8 - насадки долота; 9 - кольцевой канал; 10 - желоба; 11 - вибросито; 12 - отстойник; 13 - вспомогательный насос; 14 - гидроциклон; 15 - центрифуга.         Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции. При общей прямой циркуляции (рис.) буровой раствор подаётся насосами из ёмкости через гибкий шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем он проходит через гидравлич. двигатель и насадки долота, очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой скважины (или обсадной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в систему очистки, где последовательно проходит через желоба, вибросита, отстойники, вспомогат. насосы, гидроциклоны и центрифуги. При бурении в твёрдых непроницаемых породах, в верхних и средних интервалах разреза система очистки упрощается - используется меньшее кол-во очистных агрегатов.         Общая обратная циркуляция применяется в тех случаях, когда очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за недостаточной мощности насосов, увеличенного диаметра скважины, а также при бурении шахтных стволов. При общей обратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной колонной) и бурильными трубами и обогащённый шламом возвращается по бурильным трубам на поверхность к очистным устройствам и насосу. Высокие скорости восходящего потока обеспечивают Гидротранспорт Керна и вынос тяжёлого шлама. При герметизир. устье циркуляция обеспечивается буровым насосом, нагнетающим промывочный агент в скважину. Осн. недостатки общей обратной П.с: невозможность использования забойных двигателей, забивание каналов породоразрушающего инструмента, необходимость герметизации устья скважины, возможность возникновения гидроразрыва пластов из-за высоких давлений. Для снижения недостатков в большинстве случаев для обратной циркуляции используется эрлифт. Для этого в бурильную колонну через трубы малого диаметра (воздушные трубы) по отд. магистрали нагнетается сжатый воздух, к-рый аэрирует буровой раствор в кольцевом пространстве между воздушной и бурильной трубами и подаёт его через пульпоотводящий тройник и сливной патрубок в отстойник и далее самотёком снова в скважину. В мелких, гл. обр. водозаборных, скважинах обратная циркуляция осуществляется с помощью вакуумного насоса. Обратная циркуляция по сравнению с прямой характеризуется более высокой скоростью восходящего потока, возможностью увеличения диаметра скважин при надёжной гидровыдаче крупнокусковой разрушенной породы, лучшей очисткой забоя, повышенным выходом керна и возможностью его непрерывной подачи на поверхность.         При наличии в геол. разрезе сильно поглощающих пластов используется призабойная (местная) циркуляция. Циркуляция бурового раствора осуществляется с помощью погружного насоса с электрич. или механич. приводом, выбуренная порода скапливается в шламоуловителях, включённых в компоновку бурильной колонны.         Комбинированная циркуляция проводится по разл. схемам. Для повышения выхода и качества керна используется энергия нагнетаемого с поверхности по колонне бурильных труб промывочного агента, создающего местную, как правило, обратную циркуляцию. При этом применяют пакерные, эжекторные и эрлифтные устройства, а также разл. погружные насосы.         При двойной (совмещённой) комбинир. циркуляции, используемой при бурении шахтных стволов, буровой раствор подаётся в ствол скважины самотёком и одновременно в бурильную колонну буровым насосом. При этом бурильная колонна имеет не менее 3 отд. каналов, по одному из к-рых раствор подаётся за забой, по второму подаётся сжатый воздух для эрлифта, по третьему поднимается пульпа. Такая промывка обеспечивает качеств. очистку забоя и хорошее охлаждение породоразрушающего инструмента. В схеме совмещённой циркуляции в качестве обратного канала может использоваться ниж. часть опережающей скважины малого диаметра, пробуренной на проектную глубину и сбитой у забоя со спец. эрлифтовой скважиной. Для расширения верх. части опережающей скважины применяют турбобуры, работу к-рых обеспечивает прямая циркуляция промывочного агента. Крупный шлам оседает в забое опережающей скважины, а остальной выносится через эрлифтную скважину. При значит. диаметре форшахты скорость восходящего потока прямой циркуляции в ней резко падает и крупные фракции породы, поднявшиеся с забоя опережающей скважины до форшахты, далее на поверхность подняться не могут. Для их подъёма в форшахте монтируется эрлифт, не совмещённый с колоннами бурильных и обсадных труб опережающей скважины.         При П.с. возможны потери промывочного агента за счёт частичного или полного поглощения пластами. Иногда при внезапном вскрытии крупных трещин или каверн наблюдаются катастрофич. потери бурового раствора, что обычно заканчивается аварией. Процесс П.с. также нарушается при интенсивном поступлении в скважину пластовых вод и при газовых выбросах.         Управление процессом П.с. при заданных конструкции скважины и определённых геол.-техн. условиях осуществляется изменением свойств промывочного агента и режима его циркуляции. В общем случае регулируемыми параметрами, определяющими выбор оборудования, служат плотность и реологич. свойства промывочного агента; расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего потока; гидравлич. мощность, срабатываемая на долоте и турбобуре; дифференциальное давление на забое и т.п. см. также Буровой раствор. Литература: Булатов А. И., Проселков Ю. М., Рябченко В. И., Технология промывки скважин, М., 1981; Качан В. Г., Купчинский И. A., Бурение шахтных стволов и скважин, М., 1984. В. И. Рябченко, Л. И. Щеголевский.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Промпродукт
  • Промывка

Смотреть что такое "Промывка скважин" в других словарях:

  • промывка скважин горячей нефтью — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN hot oiling …   Справочник технического переводчика

  • Подземное бурение —         (a. underground drilling; н. Untertagebohrung, Untertagebohren; ф. forage souterrain; и. perforacion subterranea, sondeo subterraneo) бурение из подземных горн. выработок шпуров и скважин, не имеющих выхода на дневную поверхность. П.б.… …   Геологическая энциклопедия

  • Парафинистые нефти —         (a. paraffin oils; н. Paraffinole; ф. petrole paraffineux, huile paraffineuse; и. petroleo parafinoso) нефти, содержащие значительное количество растворённых парафинов. Bce нефти содержат в своём составе нек poe количество парафинов,… …   Геологическая энциклопедия

  • Горное дело —         (a. mining, mining engineering; н. Bergbau; ф. industrie miniere, genie minier; и. ingenieria minera) область деятельности человека по освоению недр Земли. Включает все виды техногенного воздействия на земную кору, гл. обр. извлечение п.… …   Геологическая энциклопедия

  • Шлих — …   Википедия

  • Нефтяная вышка — (Oil derrick) Устройство, предназначение и использование нефтяных вышек Информация об устройстве, назначении, описании и использовании нефтяных вышек Содержание — это разрушения с помощью специальной техники. Различают два вида бурения:… …   Энциклопедия инвестора

  • Бурильный молоток —         перфоратор (a. hammer drill; н. Bohrhammer; ф. marteau perforateur; и. taladro de percusion) машина ударного действия для бурения шпуров (реже скважин). Совр. Б. м. представляет собой машину молоткового типа, в к рой поршень ударник,… …   Геологическая энциклопедия

  • Соединённые Штаты Америки —         (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… …   Геологическая энциклопедия

  • АСПО — Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) (англ. asphaltic resinous paraffine sediments, paraffine sediments)  тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие её добычу,… …   Википедия

  • Система верхнего привода — В этой статье не хватает ссылок на источники информации. Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена. Вы можете …   Википедия

dic.academic.ru