Методы промывки скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота.

Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

-вынос частиц выбуренной породы из скважины;

-передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

-предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

-удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

-охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

-уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

-предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

-уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения. При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

1. Промывка скважины

Промывка скважины - это весьма важный этап бурения. Он осуществляется после монтажа обсадных труб, промывки конструкции, размытия водоносного слоя, пропитавшегося буровым раствором. Основным назначением промывки является:

- Очистка забоя скважины от разбуренной породы и вынос ее на поверхность;

- Охлаждение породоразрушающего инструмента;

- Укрепление стенок скважины от обрушения.

Существует три способа промывки скважин: прямая, обратная и комбинированная.

Прямая промывка (рис. 1.), когда промывочная жидкость, нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем (при бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой трубой омывает забой, охлаждает породоразрушающий инструмент, захватывает с забоя частицы разрушенной породы, поднимается вверх по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины и, наконец, выходит на поверхность.

Достоинства прямой промывки:

- буровой раствор, выходя из суженных промывочных отверстий коронки приобретает большую скорость и с силой ударяет о забой, размывая разбуриваемую породу, что способствует увеличению скорости бурения;

- применяя специальные промывочные жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых породах обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления частиц неустойчивой породы.

Недостатки прямой промывки:

- возможен размыв стенок скважины при бурении в мягких породах вследствие большой скорости восходящего потока;

- пониженный процент выхода керна в результате динамического воздействия струи на верхний торец керна, что приводит к его размыву;

- при бурении скважин большого диаметра повышенный расход промывочной жидкости, необходимый для создания такой скорости восходящего потока, при которой все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверхность.

Прямая промывка имеет преимущественное применение в практике разведочного бурения.

скважина керн гидростатический

Рисунок 1 - Прямая промывка скважин: 1-буровой насос; 2 - нагнетательный шланг; 3 - вертлюг - сальник; 4 - колонна бурильных труб; 5 - трубный фрезерный переходник; 6 - колонковая труба; 7 - коронка; 8 - система желобов; 9 - отстойник; 10 - приемный бак

Обратная промывка (рис. 2), когда промывочная жидкость движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия породоразрушающего инструмента, при наличии керна проходит пo кольцевому зазору между керном и колонковой трубой, проходит по внутреннему каналу бурильной колонны и, обогащенная шламом, выходит на поверхность земли.

Достоинства обратной промывки:

- интенсивная очистка забоя от частиц разрушенной породы и возможность гидравлического транспорта кернов через бурильные трубы на поверхность.

Недостаток обратной промывки:

- невозможность обеспечения нормального процесса бурения при наличии в разрезе поглощающих горизонтов, в которых теряется полностью или частично промывочная жидкость.

В связи с более сложной организацией обратной промывки она имеет ограниченное применение.

Рисунок 2 - Бурение с обратной промывкой при использовании для создания циркуляции вакуум- и центробежного насосов 1- долото; 2 - бурильная колонна; 3 - ротор; 4 - рабочая труба; 5 - вертлюг; 6 - рукав; 7 - вакуумметр; 8 - центробежный насос; 9 - бак вакуумный; 10 - бак водяной; 11 - рукав сливной; 12 - вакуум-насос; 13 - задвижка; 14 - амбар-отстойник; 15 - буровой шлам; 16 - перемычка; 1 7 - промывочная жидкость; 18 - желоб для соединения шурфа с амбаром-отстойником

Комбинированная промывка, когда движение промывочной жидкости над колонковой трубой осуществляется по схеме прямой промывки, а ниже с помощью специальных устройств по схеме обратной промывки. Техническое исполнение комбинированной промывки связано с применением устройств, преобразующих прямую промывку в обратную в призабойной зоне.[1] Комбинированная промывка применяется с целью повышения выхода керна.

Промывочные жидкости и условия их применения:

- Техническая вода (пресная, морская, рассолы) применяется при бурении в устойчивых породах;

- Глинистые растворы применяются в трещиноватых, рыхлых сыпучих, плывучих и других слабоустойчивых породах для предотвращения обвалов, а также в трещиноватых скальных породах для борьбы с потерей циркуляции.

Кроме того, при бурении в особо сложных и специфических условиях применяют более сложные растворы с специальными добавками:

- Для приготовления легких химически аэрированных буровых растворов применяют глинопорошки, поверхностно-активные вещества (0,1-0,2%), реагенты-структурообразователи (каустическая сода 0,1-0,2%) или кальцинированная сода (0,5-2,5%);

- Утяжеленные глинистые растворы применяются при вскрытии пластов с большим пластовым давлением для предупреждения выбросов из устья скважины фонтанной воды, нефти или газа. Для изготовления утяжеленного глинистого раствора к нему добавляют инертный порошкообразный материал - Утяжелитель, изготовленный из тяжелых минералов: - барита (BaSO4); гематита (Fe2O3) и др.. После задавливания фонтана под действием гидростатического давления утяжеленного раствора, над устьем скважины устанавливают противовыбросную арматуру, промывают скважину облегченным аэрированным глинистым раствором или технической водой, удаляют утяжеленный раствор и фонтанирование скважины восстанавливается;

- Эмульсионные буровые растворы. Эмульсией называется система, состоящая из двух (или нескольких) взаимно нерастворимых жидких фаз, одна из которых диспергирована в другой. Различают два типа эмульсии. Эмульсии первого рода - «масло в воде» (М/В), когда масло в водной среде находится в виде мельчайших шариков;

Эмульсии второго рода, называемые инвертными или обратными, - «вода в масле» (В/М), когда вода в виде мельчайших шариков распределена в масле. Для придания эмульсии устойчивости применяют специальные реагенты - эмульгаторы. Эмульсионные растворы первого рода нашли широкое применение при алмазном высокоскоростном бурении с целью гашения вибрации и снижения мощности на вращение бурильной колонны;

- Растворы на нефтяной основе (РНО), применяют для вскрытия нефтяных и газовых пластов для сохранения их естественной проницаемости. Эти растворы сложны по своему составу, более дорогие, чем буровые растворы на водной основе. [2]

С ростом глубины скважин требования к их промывке все более возрастали, что обусловило создание новых промывочных жидкостей.

Основные функции промывочных жидкостей:

- вынос разбуренных частиц породы на поверхность;

- удерживание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

- создание противодавления на стенки скважины, а, следовательно, предотвращение обвалов породы и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

- глинизация стенок скважины;

- охлаждение долота, турбобура, электробура и бурильной колонны;

- смазка трущихся деталей долота, турбобура;

- передача энергии турбобуру;

- защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии.

Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию температуры, минерализованных пластовых вод и обломков выбуренной породы.

Промывочные жидкости классифицируются следующим образом:

- на водной основе, представителями которой являются вода и глинистые растворы; - на неводной основе, к которым относятся углеводородные растворы (нефтяные) и аэрированные жидкости.

Рисунок 3. 1 - Электробур с маслонаполненным шпинделем
- вал электродвигателя; 2, 5 - радиальные подшипники; 3, 30 - опорные подшипники;4, 6 - секции электродвигателя; 7 - обмотка статора; 8 - диамагнитный пакет; 9, 10, 11 - соответственно верхняя, средняя и нижняя части корпуса; 12 - корпус лубрикаторов; 13, 37 - переводники; 14, 25 - лубрикаторы; 15, 33 - поршень лубрикатора;16,34 - пружина лубрикатора; 17, 18 - сальниковые уплотнения; 19 - пара торцовая уплотнения; 20 - кабельный ввод; 21 - контактный стержень; 22 - уплотнение ввода кабеля; 23 - предохранительный стакан; 24 - опора контактного стержня; 26 - корпус шпинделя; 27 - соединительная муфта; 28 - роликовая опора; 29 - вал шпинделя; 31 - резиновый амортизатор; 32 - лубрикатор шпинделя; 35 - втулка с уплотнением; 36 - сальник шпинделя; 38 - долото

2. Методы измерения свойств промывочных растворов

Во избежание зашламования скважины разность удельного веса жидкости, выходящей из скважины, и удельного веса промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину, должна быть в пределах 0,01 - 0,03; поэтому необходимо периодически замерять эти параметры Плотность тела - это отношение массы тела к его объему промывочной жидкости необходимо: 1) для суждения о степени насыщенности глинистого раствора глиной; 2) для суждения о степени насыщенности промывочной жидкости шламом разбуренных пород 3) для определения гидростатического давления.

Плотность нормального глинистого раствора в зависимости от требуемого гидростатического давления должна быть в пределах 1,08-1,45 г/см3; аэрированного (насыщенного воздухом) 0,7- 0,9 г/см3; утяжеленного (с добавкой порошка барита или гематита) до 2,30 г/см3.

Плотность промывочной жидкости измеряют ареометрами постоянного объема.

Вязкость глинистых растворов. Под вязкостью понимается внутреннее трение, существующее между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга с различной скоростью. Условная вязкость определяется при помощи стандартного полевого визкозиметра (СПВ-5). Чаще применяются растворы, 500 см3 которых вытекают за 18-24 с (вязкость 18- 24 с). Для борьбы с поглощением применяются растворы повышенной вязкости (40-80 с и более).

Содержание песка в глинистом растворе. При значительном содержании песка в растворе происходит быстрый износ деталей насоса, бурового сальника (вертлюга) и другого оборудования. Во время остановки циркуляции песок оседает на забой скважины и может прихватить колонковый снаряд. Под песком понимается содержание твердых частиц разбуренных пород и комочков глины. Содержание песка определяется разбавлением раствора водой в отношении 1: 9 и отстоем в течение 1 мин. За это время в осадок выпадают фракции песка крупнее 0,1 мм. Для более полного осаждения всех фракций песка, оставляют раствор в покое в течение 3 мин. Для определения содержания песка применяется отстойник ОМ-2. В нормальном глинистом растворе содержание песка должно быть менее 4%. [3]

Суточный отстой характеризует стабильность глинистого раствора, т. е. способность в течение длительного времени не расслаиваться на твердую и жидкую фазы.. Нормальные глинистые растворы должны за сутки давать отстой не более 3-4%. Стабильность глинистого раствора определяется с помощью прибора ЦС-2. У нормальных растворов эта разница не должна превышать 0,02 г/см3. Водоотдача характеризует способность глинистого раствора отфильтровывать воду в пористые породы. Показатель водоотдачи характеризуется объемом воды в кубических сантиметрах, отфильтровывающейся в течение 30 мин из 100 см3 глинистого раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм под избыточным давлением 0,1 МПа.

Водоотдача имеет большое значение при бурении в пористых породах. Глинистые растворы с большой водоотдачей образуют рыхлую корку, сужающую ствол скважины и вызывающую затяжки бурового инструмента при подъеме. Проникновение воды в глинистые породы вызывает их набухание и выпучивание в ствол скважины. Снижение водоотдачи глинистого раствора способствует устранению этих явлений. Величина водоотдачи зависит: 1) от качества глины; 2) от качества воды: (жесткая и засолоненная вода повышает водоотдачу); 3) от способа приготовления раствора (недостаточное размешивание глины приводит к повышению водоотдачи); 4) надлежащая химическая обработка раствора снижает водоотдачу.

Водоотдачу глинистого раствора определяют на приборе ВМ-6 Нормальной для глинистых растворов считается водоотдача не более 25 см3 за 30 мин. Для борьбы с прихватами и обвалами снижают водоотдачу посредством химической обработки до 5- 6 реже до 2-3 см3 за 30 мин. Растворы, имеющие водоотдачу свыше 25 см3 за 30 мин, могут создавать осложнения при бурении в пористых породах.

Статическое напряжение сдвигу и характеризует способность глинистых растворов удерживать во взвешенном состоянии частицы породы.

Так как связи между частицами глины в тиксотропном растворе устанавливаются постепенно, то величина и зависит от времени стояния раствора в покое. Вначале и быстро растет, а затем медленно повышается до определенного предела. Измеряется и в приборах, называемых пластометрами.

Выбор глины. Оценку пригодности глины лучше всего производить по качеству приготовленного из этой глины раствора. Из небольшого количества испытуемой глины приготовляют глинистый раствор с условной вязкостью i = 18-24 с. Производят измерение показателей свойств полученного глинистого раствора. Сравнивают результаты измерений с параметрами глинистого раствора для нормальных условий бурения и делают вывод о пригодности полученного раствора для целей бурения без его химической обработки. [4]

Глинопорошки изготовляют на глинозаводах, транспортируют в бумажных мешках и применяют для приготовления глинистого раствора для ускорения распада глины на коллоидальные частицы. На заводе при изготовлении глинопорошков к ним могут быть добавлены химические реагенты, повышающие качество раствора.

Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее малой вязкости и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, улучшаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.

Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии обломки выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во-вторых, могут быть обвалы пород со стенок скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическим воздействием воды на породу, слагающую стенку скважины.

Следует отметить, что при разбуривании продуктивного нефтеносного пласта нельзя промывать скважину водой, так как интенсивная ее фильтрация в пласт затрудняет впоследствии вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания ее бурения. [5]

Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако для приготовления качественного раствора пригодна не всякая глина. Глина представляет собой смесь глинистых материалов, придающих ей пластичность, и твердых минералов (песка, карбонатов), усложняющих процесс приготовления качественного глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al2O3 *2SiO2 *2H2O, галлуизит Al2O3 *2SiO2 *3H2O, монтмориллонит Al2O3 *4SiO2 *2H2O.

При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.

Во всех глинах присутствует химически связанная вода, образующая на поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Химически связанная вода глинистых материалов удаляется только при прокаливании до температуры 500 - 700 °С. После этого вернуть глине пластические свойства нельзя.

Гидроксильные группы ОН создают вокруг частиц сильное поле притяжения. Под действием притяжения к поверхностям глинистых частиц притягиваются молекулы воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной. Физически связанная вода почти полностью удаляется при нагревании до 100- 150 °С. Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются. [6]

Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта при их соприкосновении намного больше, чем при сближении зерен песка, имеющих округлую форму. При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.

Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора. Качество глинистого раствора характеризуется многими параметрами: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим напряжением сдвига и др.

Плотность - параметр, с помощью которого определяется гидростатическое давление, создаваемое столбом раствора в скважине на данной глубине.

В неосложненных условиях бурения плотность раствора поддерживается на уровне 1,18- 1,2 г/см3. При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обвалам пород, плотность раствора увеличивают. Для утяжеления промывочной жидкости применяют минералы барит (плотность которого 4,5 г/ см3) и гематит (плотность 5,19 - 5,28 г/м3). При прохождении трещиноватых кавернозных пластов, наоборот, плотность промывочной жидкости уменьшают.

Вязкость - параметр, характеризующий свойство раствора оказывать сопротивление его движению.

При бурении в пористых, трещиноватых породах с небольшим пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ, приходится уменьшать вязкость для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости.

Водоотдача - способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам.

При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенках скважины глинистая корка со временем препятствует проникновению в пласты даже очень мелких частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.

Если применять глинистый раствор низкого качества, то на стенках скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная корка, через которую отфильтровывается вода в пласт. Это сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора.

Статическое напряжение сдвига - усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Этот параметр характеризует прочность структуры, образующейся в растворе и возрастающей с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Определяют его 2 раза: 1) через 1 мин после интенсивного перемешивания; 2) через 10 мин после перемешивания. Статическое напряжение сдвига определяют приборами разного типа.

При нормальных условиях бурения рекомендуется поддерживать статическое напряжение не более 20 мг/см2. Глинистый раствор с большим статическим напряжением сдвига (до 200 мг/см2 и более) применяется для предупреждения поглощения глинистого раствора в пористые пласты.

Стабильность характеризует способность раствора сохранять плотность длительное время. Для измерения стабильности раствор наливают в цилиндрический сосуд, имеющий отверстия в дне и в средней части. После его отстаивания в течение 24 ч определяют плотность раствора из проб, отобранных из верхней и нижней частей сосуда. Разница в значениях плотности раствора характеризует меру стабильности. Для неосложненных условий бурения стабильность должна быть не более 0,02.

Суточный отстой характеризует коллоидные свойства промывочной жидкости. Для его определения хорошо перемешанный раствор наливают в градуированный цилиндр объемом 100 см3 и оставляют в покое на сутки. Для высококачественного раствора значение суточного отстоя должно быть равно нулю.

Содержание песка - это количество в растворе частиц породы, не способных растворяться в воде. Определяют содержание песка по объему образовавшегося осадка (в растворе, выходящем из скважины, в начале желобной системы и из приемного мерника, т. е. в растворе, поступающем в скважину) в специальном отстойнике при нахождении в нем разжиженного глинистого раствора. Степень очистки растворов от выбуренной породы на поверхности представляет собой разницу содержания песка в этих пробах (в %).

3. Промывочные жидкости на водной основе

Для разбуривания аргиллитов, сланцевых глин, соленос-ных пород с промывкой скважин жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно использовать неводные промывочные жидкости. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как нельзя допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.

Промывочные жидкости на неводной основе - сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе (РУО).

Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум, окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшое количе¬ство воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.[7]

Растворы на углеводородной основе даже при большом перепаде давлений являются практически не фильтрующими жидкую фазу. Выбуренные частицы породы, в том числе глинистые, в таких растворах не распускаются, а частицы соленос-ных пород не влияют на качество раствора. Они не ухудшают проницаемость коллекторов продуктивных горизонтов.

Однако растворы на углеводородной основе чувствительны к температуре и поэтому их рецептура должна подбираться с учетом ожидаемой температуры на забое скважины.

Бурение с промывкой скважины растворами на углеводородной основе заставляет особенно строго соблюдать все правила противопожарной безопасности, а в связи с загрязнением рабочих мест нефтью требования к мероприятиям по охране труда рабочих возрастают. При бурении с промывкой такими растворами ухудшаются условия проведения электрометрических работ в скважине. Растворы на углеводородной основе значительно дороже глинистых.

4. Проектные и подготовительные работы при промывке скважин

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора, необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств, гидравлической программы углубления. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и географических условий бурения

Для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а тем более научно-формализованных правил. При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым использовать результаты обобщения промыслово-статического материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых разведочных скважин.

Перед промывкой необходимо провести подготовительные работы: проверка наземных сооружений, оборудования и инструмента; выбор и проверка промывочных труб, промывочного насоса; выбор способа помывки, промывочной жидкости; замер глубины забоя. При промывке наклонных и глубоких скважин рекомендуется пользоваться гидравлическим индикатором веса (ГИВ).Промывать фонтанные скважины следует при установленной под вертлюгом центральной (коренной) задвижке ФА и переводной катушке. При использовании бурового раствора или нефти в качестве промывочной жидкости необходима специальная система желобов для циркуляции жидкости, чтобы не допускать ее потери. Перед промывкой скважины всю систему необходимо промыть водой и опрессовать на давление, не менее чем полуторакратное ожидаемое. При промывке скважины водой для большей надежности подавать ее следует из двух самостоятельных источников.

Спуск промывочных труб без восстановления циркуляции следует прекратить, не доводя их конец на 50 - 100 метров до пробки.

После спуска промывочных труб до установленной глубины следует путем наращивания нескольких труб восстанавливать циркуляцию после каждого наращивания, достичь пробки и приступить к промывке.

Заключение

Основываясь на выше перечисленном можно сделать вывод, что оптимальный процесс промывки скважин обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание позволит эффективно реализовать технологические функции процесса промывки. В зависимости от геологического разреза и физико-механических свойств горных пород конкретного района одни функции промывочной жидкости являются главными, а другие - второстепенными. Не обходимый комплекс функций процесса промывки предъявляет к промывочному агенту требования, для удовлетворения которых он должен иметь определенные свойства.

Список литературы

1. В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008

2. К.Ф. Паус Буровые растворы.- М Недра, 1973- 304 с.

3. Советов Г.А. Основы бурения и горного дела / Г.А. Советов, Н.И. Жабин. - М.: Недра, 1991. - 368 с.

4. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения /Э.Г. Агабальянц. М.: Недра, 1982 г. - 184 с.

5. Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965. - с. 245

6. Вадецкий Ю.В., Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1967 - с 173

7. Бурение нефтяных и газовых скважин/Агзамов Ф.Ф., Акбулатов Т.О., Исмаков Р.А и др. Под редакцией Шаммазова А.М, т.2. Санкт - Петербург: Недра, 2012. -с. 151

Размещено на Allbest.ru