Промывка скважины. Осложнения возникающие при промывке скважины

Для чистки песчаных пробок применяют также гидробур, который спускается в скважину на канате. Гидробуром ударяют о поверхность пробки, при этом долото разрыхляет ее. При подъеме плунжер поршневого насоса гидробура засасывает жидкость с песком из-под долота. Песок отделяется в сепараторе и поступает в желонку, а жидкость - под плунжер насоса.

Беструбный гидробур действует как желонка многократного действия. Он состоит из трех основных узлов долота, служащего для разрушения породы; желонки, в которой собирается разбуренная порода, и плунжерного насоса, создающего циркуляцию жидкости в скважине. При необходимости для увеличения веса инструмента между долотом и желонкой устанавливают утяжелитель из толстостенной трубы. После падения инструмента на забой долото врезается в породу. Плунжер насоса под действием собственного веса и инерции при ударе двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса насоса через отверстие бокового плоского клапана.

Песчаные пробки удаляют чисткой ствола желонкой или промывкой скважины. Чистка скважины - длительный и трудоемкий процесс, вызывающий к тому же сильный износ оборудования скважины. Ее применяют лишь на неглубоких скважинах при небольшой мощности пробок. Для чистки используют желонки различных типов: простые, поршневые и автоматические. Желонку спускают на канате в скважину, и когда от желонки до пробки остается несколько метров, отпускают тормоз лебедки. Под действием собственного веса желонка падает вниз и с силой ударяется о пробку. При ударе клапан желонки открывается и некоторое количество песка попадает в желонку. Для лучшего заполнения желонки ее несколько раз приподнимают и ударяют о пробку, после чего желонку извлекают на поверхность для очистки.

.4 Виды промывки  скважины

Разберем наиболее используемые способы промывки скважин.

Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции.

 При общей  прямой циркуляции (рис.5.1) 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 (рис. 5.2.)  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 скважины:

- 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 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 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.

Рис. 5.3.  – Схемы промывок с выходом промывочной жидкости на поверхность:

а – прямая промывка; б – обратная промывка; в – обратная промывка через двойную колонну труб (с гидравлическим подъемом керна); г – комбинированная промывка

  
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.

.5 Осложнения возникающие при промывке скважины

 В процессе промывки скважины возможны разного рода осложнения, в частности: обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте- газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

1. значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;
2. резкое повышение вязкости промывочной жидкости;
3. вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

1. промывка облегченными жидкостями;
2. ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);
3. повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

1. выбор конструкции скважины согласно технического проекта и качество ее фактического исполнения
2. качество разработки и строгое соблюдение утвержденных и согласованных в установленном порядке планов работ
3. соответствие качества и запаса промывочной жидкости, реагентов и других материалов согласно требование ЕПТ и планов работ
4. контроль качества промывочной жидкости согласно требований ЕПТ
5. производство подъема колонны труб только после выравнивания параметров промывочной жидкости и доведения ее до требуемых величин
6. своевременное обнаружение признаков поглощения, подъем инструмента, в прихватобезопасную зону и его ликвидация
7. долив скважины при подъеме колонны труб с регистрацией объема и качества промывочной жидкости
8. монтаж, эксплуатация и проверка противовыбросового оборудования согласно требований утвержденных схем и ЕПТ
9. герметизация устья скважин при остановках производства работ
10. знание членами бригад правил, инструкций, руководящих документов по строительству и ремонту скважин, практических действий при газонефтеводопроявлениях
11. своевременная информация о замеченных признаках газоводонефтепроявлениий

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

1. образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;
2. заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов - сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Успешная, безаварийная промывка 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 скважины 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.

При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости.

Учитывая это, в работе рассмотрены методы разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

 

1.  Будников В,Ф,, Булатов А.И,, Петерсон А.Я,, Шаманов С,А,

Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. - М.: 000 "Недра-Бизнеспентр", 2001. - 305 с.: ил.

2. Булатов А. И., Проселков Ю. М., Рябченко В. И., Технология промывки скважин

3. Нечаева О.А. Лекции по курсу Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин

4.       РД 153-39-023-97