Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Промывка скважин прямая и обратная

Роторное бурение скважин и технология прямой и обратной промывки. Обратная промывка

16.08.2018

Впервые промывка нефтяных скважин при бурении была осуществлена более 100 лет назад, при разработке нефтяного месторождения близ города Грозный. В качестве промывочной жидкости в то время использовали обыкновенную воду. В настоящее время эта технологическая операция является одной из основных при роторном способе бурения.

Что такое промывка нефтяной скважины

Основной задачей циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения является удаление остатков разбуренных пород, во избежание дополнительного износа породоразрушающего оборудования. Эффективность очистки забоя зависит как от скорости прохождения промывочного раствора, так и от его рабочих характеристик. Именно поэтому промывочная жидкость подготавливается по установленным рецептурам и при приготовлении обязательно учитываются как геологические (тип породы, пластовое давление, температура пластов, наличие пластовых вод и т.п.), так и технологические факторы нефтяной скважины (глубина, диаметр).

Газ хранится в летние месяцы, когда спрос низкий, а затем добывается в зимние месяцы. Для инфраструктуры хранения требуются высокие экономические инвестиции 25. Обязанности государства в области охраны и санитарии окружающей среды, Использование и управление природными ресурсами Учреждение контрольных органов, Обязанности отдельных лиц в отношении охраны и сохранения природных и культурных ресурсов страны.

Аналогичным образом, оценить с помощью показателей ожидаемую экологическую эффективность проекта, работы или деятельности, а также эффективность и эффективность принятых мер по охране окружающей среды и осуществить необходимые корректирующие меры, относящиеся к каждому конкретному делу; план на случай непредвиденных обстоятельств, который будет содержать меры по предотвращению и обращению с чрезвычайными ситуациями, которые могут быть вызваны в течение жизни проекта, работы или деятельности.

Попутно при промывке нефтяной скважины осуществляется

передача гидравлической энергии от насоса на турбо- или электробур, долото, винтовой забойный двигатель;
охлаждение, смазка и антикоррозийная защита долота, при прохождении промывочной жидкости через отверстия бура. Окислительное разрушение металлических частей оборудования происходит вследствие воздействия на него кислорода, растворенного в промывочном растворе, сероводорода и солей горных пород. Антикоррозийный свойства рабочему буровому раствору придаются добавлением в него ингибиторов.
промывка нефтяных скважин при бурении позволяет снизить размер абразивного износа в процессе бурения, при своевременном и правильном очищении буровой жидкости от твердых частиц шлама;
облегчение процесса бурения, за счет кинетической энергии жидкости при выходе из бурового долота и снижение коэффициента трения. Особенно действенно это проявляется при работе на рыхлых грунтах;
создание давления на скважинный ствол для предупреждения ГНВП (газонефтеводопроявлений) и обрушивания стенок скважины при проведении работ в неустойчивых породах;
во время остановки насосов (в аварийной ситуации) временное поддержание взвешенного состояния шламовых частиц. Для этого буровому раствору путем добавок придаются тиксотропные свойства, позволяющие трансформироваться из золя в гель;
предупреждение технологических сложностей в процессе бурения, в том числе дифференциального прихвата бурово

kupildoma.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 t

5 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

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