Программа промывки скважины что это

Гидравлическая программа промывки скважины

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

Введение 3
Теоретическая часть. 5
1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ 5
2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 7
3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН. 9
Практическая часть. 15
1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ 15

Гидравлические расчеты промывки скважины, часть 1.

2. ПРИМЕРЫ. 23
Заключение. 28
Список литературы. 30

Содержимое работы — 1 файл

ВЫСШЕЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

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

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовая работа

“Гидравлическая программа промывки скважины.”

ЭУ-09-3 Балаба В.И.

Теоретическая часть. 5

1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ 5

2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 7

3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН. 9

Практическая часть. 15

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

Список литературы. 30

Введение

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

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

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

Продувка и промывка скважин

В практике бурения технологический процесс промывки скважин постоянно совершенствуется. Современные буровые установки оснащены высокоэффективным оборудованием для приготовления бурового раствора, многоступенчатой очистки его от шлама и газа; мощными буровыми насосами, способными развивать давление до 40 МПа.

В сочетании с эффективными материалами для буровых растворов — глинопорошками, порошкообразным баритом, порошкообразными термо- и солестойкими реагентами — это оборудование позволяет бурить быстро, экономично и безопасно. Естественно, что дальнейший прогресс в бурении невозможен при отсталой технологии промывки скважин. Во многих районах мира можно увеличить скорости бурения скважин на 25—50 % только за счет применения прогрессивной технологии промывки. Никакие долота и забойные двигатели не в состоянии эффективно работать, если применяется отсталая технология промывки скважин.

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

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

выбору параметров промывки и показателей свойств раствора уделяют первостепенное внимание.

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

Теоретическая часть.

1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

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

На рисунке 1 приведены основные свойства

Классификация основных свойств бурового раствора

На рисунке 2 представлена Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

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

Классификация буровых растворов.

2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

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

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

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

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

Задачи гидравлической программы промывки скважин:

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

Задача составления гидравлической программы бурения:

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

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

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

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

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

3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН.

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

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

Источник: www.turboreferat.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

В настоящее время гидравлическую программу промывки скважин составляют заблаговременно перед началом бурения, Однако предварительная программа составлена на основе многих предположений и поэтому в процессе бурения должна корректироваться. [2]

Заключая изложение задачи расчета гидравлической программы промывки скважин , следует иметь в виду, что прямая связь параметров промывки с процессом углубления ( механического разрушения горных пород) выражается только через зависимости механической скорости от скорости движения раствора в затрубном пространстве и мощности турбобуров от величины подачи буровых насосов. Этот, на первый взгляд, упрощенный подход вызван тем. По мере накопления знаний о процессах углубления и промывки скважин принятая достаточно грубая модель может совершенствоваться. [3]

Системный подход к расчету гидравлической программы промывки скважин в США, Канаде и ряде других стран включает следующие этапы. [5]

Наличие указанных работ позволило составить оптимизированную гидравлическую программу промывки скважин , однако для производственных расчетов необходимо применение ЭВМ. [7]

В зарубежной литературе все чаще появляются публикации, посвященные разработке оптимальных гидравлических программ промывки скважин и основанные на принципах системного подхода. Ламмис [74] в 1969 г. отнес к элементам гидравлической программы, которая обеспечивает эффективную промывку скважин, подачу буровых насосов, давление на входе в циркуляционную систему, зависимость подачи насосов от их мощности, а также свойства буровых растворов. Подобная программа разработана фирмой Милхем. Обычно эти программы рассчитывают на ЭВМ. [8]

Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины , но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта. [9]

Управление режимными показателями этого процесса предполагает возможность регулирования структурно-реологических параметров буровых растворов с целью достижения оптимальной гидравлической программы промывки скважин . При этом обоснование критерия цели, а также разработка принципов контроля и регулирования вязко-пластичных и тиксотропных свойств буровых растворов являются важнейшими условиями совершенствования технологии бурения. [10]

Обоснованные принципы системного выбора показателей свойств раствора и характеристик промывки по существу представляют собой принципы проектирования оптимизированной гидравлической программы промывки скважин . [12]

В результате вычислений на ЭВМ получена информация, приведенная в табл. 19, 20, в которых представлены гидравлическая программа промывки скважины и оптимальный долевой состав бурового раствора. [13]

Таким образом, цели физико-химической обработки должны быть увязаны не только с обеспечением устойчивости бурового раствора и приданием ему требуемого уровня ингибирующей активности, но и с решением гидравлических задач. Понятие гидравлическая программа промывки скважин приобретает в настоящее время вполне конкретный смысл. В отличие от гидравлического расчета программа должна определять, кроме режимных параметров процесса циркуляции бурового раствора, его состав, обеспечивающий требуемые показатели, в том числе структурно-реологические, а также технологию приготовления и регулирования его свойств. Причем эти свойства должны быть выбраны ( а не подобраны) в результате системного анализа всех технико-технологических требований, обеспечивающих качественное проведение процесса бурения. [15]

Источник: www.ngpedia.ru

Программа промывки скважины что это

Под гидравлической программой бурения скважин понимается рациональный выбор регулируемых параметров гидромеханических и типовых процессов промывки ствола скважин, направленной на улучшение технико-экономических показателей бурового процесса.

Целью составления гидравлической программы бурения является определения рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента.

При составлении гидравлической программы предполагается:

— исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

— предотвратить размыв стенок скважины и диспергирование транспортируемого шлама;

— обеспечить очистку забоя и вынос шлама из кольцевого пространства скважины;

— рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

— исключить аварийные ситуации при остановках циркуляции и пуске буровых насосов.

Гидравлический расчёт промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну производится по методике, изложенной в [20].

Таблица 2.22 — Исходные данные для расчета

Глубина бурения скважины по стволу Н, м

Диметр долота dд, м

Коэффициент кавернозности К

Пластовое давление Рпл, МПа

Давление гидроразрыва Ргд, МПа

Плотность разбуриваемых пород сп, кг/м3

Расход промывочной жидкости Q, м3/с

Тип бурового насоса

Механическая скорость бурения Vм, м/с

Наружный диаметр УБТ 129Ч74 Д dн, м

Наружный диаметр ПК 114Ч11Д, м

Наружный диаметр ТБД16Т 129Ч11 dн, м

Длина УБТ 146Ч74Д, м

Длина ТБД16Т 129Ч11, м

Длина ПК 114Ч11 Д, м

Длина ТБД16Т 129Ч11, м

Внутренний диаметр УБТ 146Ч74Д dв, м

Внутренний диаметр ПК 114Ч11Д, м

Внутренний диаметр ТБД16Т 129Ч11 dв, м

Пластическая вязкость промывочной жидкости зп, Па?с

Динамическое напряжение сдвига фт, Па

Плотность промывочной жидкости спж, кг/м3

Проверяем, дает ли выбранный ВЗД Д3-176 при расходе Q крутящий момент, необходимый для разрушения породы:

где МТН — тормозной момент на валу ВЗД при расходе QC;

сВ — плотность технической воды;

МТ = 4500•1000•0,0202/(1000•0,0252) = 2880 Н•м.

Полученный момент МТ превышает заданный, необходимый для разрушения породы МР=900ч1300 Н•м более чем на 20%. Следовательно, данный винтовой двигатель Д5-172 и насос НБТ-600 с диаметром втулки можно использовать для промывки скважины.

Определение плотности промывочной жидкости, при которой не произойдет гидроразрыва пласта.

Критическая плотность промывочной жидкости кр определяется по формуле

ц = Q/((р/4)?VМ•dС2+ Q) (2.85)

dС — диаметр скважины, м, который определяется по следующей формуле:

?(ДРКП) — сумма потерь давления по длине кольцевого пространства ДРКП и местных потерь давления от замков РМН МПа.

dС = 0,1905•1,25= 0,238 м.

ц = 0,020/((3,14/4)?0,005?0,2382 +0,020) = 0,989

1 — = 1 — 0,989 = 0,011

Для определения Ркп и Рмн необходимо вычислить критические числа Рейнольдса Rекр в кольцевом пространстве, действительные числа Рейнольдса в кольцевом пространстве Rекп и числа Сен-Венана в кольцевом пространстве.

Критические числа Рейнольдса определяются по формуле

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238 — 0,129)2•15)/0,0102)0,58 = 32923;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238- 0,114)2•15)/0,0102)0,58 = 37895;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д:

Rекр=2100 + 7,3•((1000•(0,238 — 0,146)2•15)/0,0102)0,58 = 27419;

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3•((1000•(0,238 — 0,176)2•15)/0,0102)0,58 = 18119.

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11:

Rекп= (4•1000•0,020)/(3,14•(0,238+0,129)•0,010) = 6942;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Rекп= (4•1000•0,020)/(3,14•(0,238+0,114)•0,010) = 7238;

В затрубном пространстве за УБТ 146-74Д:

В затрубном пространстве за забойным двигателем

Rекп = (4•1000•0,020)/(3,14(0,238+0,172) •0,010) = 6214.

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Sкп= (3,14•15· (0,238-0,129)2·(0,238+0,129))/(4·0,020·0,010) = 257;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,114)2·(0,238+0,114))/(4·0,020·0,010) = 319;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,146)2·(0,238+0,146))/(4·0,020·0,010) = 191;

В затрубном пространстве за забойным двигателем

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,172)2·(0,238+0,172))/(4·0,020·0,010) = 105.

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле

где — коэффициент, равный 0,89 для ПК, 0,87 для ТБД16Т, 0,85 для УБТ и 0,83 для ВЗД.

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Ркп= (4·15·2748)/(0,87·(0,238-0,129)) = 1,74 МПа;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Ркп=(4·15·250)/(0,89·(0,238-0,114)) = 0,14 МПа;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д:

Ркп= (4·15·20)/(0,85·(0,238-0,146)) = 0,013 МПа;

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Ркп= (4·15·7)/(0,83·(0,238-0,172)) = 0,0076 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле

где lт — длина одной бурильной трубы, м, lт = 12 м; dнм — наружный диаметр муфт, м, dнм = 0,1588 м и 0,152 м для ПК 114Ч11Д и ТБД16Т 129Ч11 соответственно;

Vкп — скорость движения жидкости в кольцевом канале, м/с.

Скорость движения жидкости в кольцевом канале определяется по формуле:

За ТБД16Т 129Ч11

Vкп= (4•0,020)/(3,14•(0,2382-0,1292)) = 0,64 м/с;

Vкп= (4•0,020)/(3,14•(0,2382-0,1142)) = 0,58 м/с.

Тогда потери давления от замков:

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Рмк =(2748/12) •((0,2382-0,1292)/(0,2382-0,1522)-1)2 •1000•0,422=0,0015 МПа;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д

Рмк= (250/12)•((0,2382-0,1142)/(0,2382-0,15882)-1)2 •1000•0,402 = 0,0005 МПа.

Тогда критическая плотность промывочной жидкости кр

Критическая плотность промывочной жидкости больше принятой, следовательно, условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Далее определяются потери давления в элементах циркуляционной системы. Для этого необходимо вычислить следующие параметры:

Критические числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле

Re кр = 2100 + 7,3•((пж•dв2•0)/ 2)0.58 (2.93)

ТБД16Т 129Ч11: Rекр= 2100+7,3•((1000•0,1072•15)/ 0,0102)0,58=32267;

(ТБ)ПК 114Ч11Д: Rекр= 2100+7,3•((1000•0,0922•15)/0,0102)0,58=27419;

УБТ 146Ч74Д: Rекр=2100+7,3• ((1000•0,0742•15)/0,0102)0,58=21768.

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле

ТБД16Т 129Ч11: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,107•0,010)=23811;

ПК 114Ч11Д: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,092•0,010)=27693;

УБТ 146Ч74Д: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,074•0,010)=34429.

В бурильной колонне в ТБД16Т 129Ч11 Rет < Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а в ПК 114Ч11Д, УБТ 146Ч74Д Rет >Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха.

Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ТБД16Т формуле

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле

Рт= (4•0•l)/( •dв), МПа, (2.96)

месторождение бурение профиль скважина

где: — коэффициент, равный 0,85 для ТБД16Т 129Ч11;

ТБД16Т 129Ч11: Рт = (4•15•2748)/(0,85•0,107) = 1,81 МПа.

Рассчитываются значения коэффициентов гидравлического сопротивления для ПК 114Ч11Д, УБТ 146Ч74Д по формуле

=0,1•(1,46•К/dв+100/ Rет)0,25, (2.97)

где К — коэффициент шероховатости стенок, принимается для ТБПК = 3•10-4 м, для УБТ = 3•10-4 м.

В ПК 114Ч11Д: =0,1• (1,46•3•10-4/0,092+100/27693)0,25=0,03;

В УБТ 146Ч74Д: =0,1• (1,46•3•10-4/0,074+100/34429)0,25=0,0296.

Вычисляются потери давления внутри ПК 127-9 Д, УБТ 178-80Д по формуле

Рт = (•0,8•пж•Q2•l)/( 2•dв5), МПа. (2.98)

ПК 114Ч11Д: Рт=(0,03•0,8•1000•0,0202•250)/(3,142•0,0925)=0,037 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ПК 114Ч11Д пренебрегают, так как потери не значительны.

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

где aс, aш, aв, aк — коэффициенты гидравлических сопротивлений элементов обвязки (стояка, бурового рукава, вертлюга, ведущей трубы соответственно); aс=1,1Ч10 5 м -4 , aш=0,93Ч10 5 м -4 , aв=0,7Ч10 5 м -4 , aк=0,9Ч10 5 м -4 .

Ро = (1,1 + 0,93 + 0,7 + 0,9) •105•1000•0,0202 = 0,145 МПа.

Перепад давления в забойном двигателе Рзд определяется по формуле

где Рс — перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, Рс = 7 МПа; Qс — расход технической воды, м3/с, Qс = 0,025 м3/с.

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах Рг определяется по формуле

Сумма потерь давления Р, во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте Рд, составит

Резерв давления на долоте Рр определяется по формуле

где Рн — давление развиваемое насосом, МПа, Рн = 26 МПа [20].

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле

где — коэффициент расхода (=0,95).

Так как Vд > 80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=13 МПа), то бурение интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе Р составит

Площадь промывочных отверстий определяется по формуле

где Qд — утечки промывочной жидкости через уплотнения вала забойного двигателя, м3/с, Qд = 0,0007 м3/с [20].

Принимаются три насадки с внутренним диаметром 10 мм.

Рассчитанная гидравлическая программа промывки скважины свидетельствует о том, что принятое значение расхода, развиваемое насосом давление достаточны для преодоления гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, нормальной работы забойного двигателя и для реализации гидромониторного эффекта. При этом соблюдается условие недопущения гидроразрыва пород, слагающих стенки скважины.

Источник: studbooks.net

Промывка скважин

Качество воды из скважины зависит от того, в каком состоянии находятся фильтр, водозабор, скважинный ствол. В процессе эксплуатации на дне водозабора скапливаются грязь, ил, песок. Отложения становятся причиной снижения качества воды, уменьшения дебета, поломки насосного и фильтрующего оборудования.

Регулярная промывка скважин позволяет получать всегда качественную воду в нужном количестве и увеличить эксплуатационный ресурс скважинного оборудования. Наша компания оказывает услуги по промывке скважин на воду в Москве и МО. Работаем с водозаборами любой глубины, проводим очистку водой под давлением, сжатым воздухом, желонками и т.д.

Когда нужно промывать скважину?

Первая промывка скважины выполняется после завершения бурильных работ. Цель первичной очистки – удаление остатков грунта, инородных включений и грязной воды после бурения. В дальнейшем с учетом гидрогеологических особенностей региона промывка скважин в Москве должна производиться не реже 1 раза в год. Оптимальным считается график, при котором водозабор подвергается чистке 1 раз в полгода. Регулярное техобслуживание, которое включает оценку дебета и промывку, позволяет избежать заиливания фильтра, запесочивания скважинного ствола.

Показания к промывке скважины:

• нарушения в работе скважинного оборудования;
• ухудшение качества воды – изменение цвета, запаха;
• снижение дебета – уменьшение количества воды;
• наличие посторонних включений в воде;
• после ремонта ствола, замены донного фильтра.

Скважина, которая длительное время не использовалась, также нуждается в обязательной прочистке перед запуском.

Гидродинамическая промывка скважин

Гидрогеологические условия в Московской области таковы, что в скважинах скапливается песок, глина, ил и мусор, которые забивают водозаборную сетку. Для устранения проблемы используется метод гидродинамической промывки. Способ подходит для очистки любых скважин, в том числе артезианских.

Промывка выполняется с помощью большого количества воды, которая нагнетается насосом под давлением не ниже 220 бар. К насосу подключается шланг с распылительной форсункой на конце. Шланг опускается в ствол, а из форсунки вылетают струи воды под давлением, которые очищают стенки от загрязнений. Для удаления стойких отложений в воду могут добавляться размягчающие реагенты, кислоты.

Гидродинамическая промывка скважин эффективна для очистки стенок обсадных труб, водозабора, фильтра. Гидропромывка не портит трубы, насосное оборудование и фильтрационные сетки. Это наиболее простой, быстрый и недорогой метод прочистки, способный справляться даже с залежавшимся осадком.

Прочистка скважины сжатым воздухом

Способ похож на гидродинамическую промывку, но вместо воды используется сжатый воздух, нагнетаемый компрессором-аэрлифтом. Поток воздуха перемешивает илистые отложения с водой и разжижает их. Давление в стволе поднимает эту массу вверх, а затем она отводится в канализацию. Такой способ применим к неглубоким скважинам, когда нет возможности выполнить гидропромывку.

Промывка скважин при запесочивании

При сильном запесочивании ствола и водозабора перед гидродинамической промывкой проводится извлечение песка желонкой. В скважинный створ опускают металлическую желонку и с ее помощью вычерпывают песок со дна. После удаления песка скважина промывается при помощи насоса и шланга с форсунками. Для предотвращения запесочивания в процессе прочистки рекомендуется заменить фильтр.

Выбор способа промывки и стоимость

То, какая технология промывки будет использоваться, специалист определяет после осмотра и диагностики. Выбор зависит от геологических условий участка, состояния водозабора, глубины, качества извлекаемой воды. Специалист выбирает способ, который будет наиболее эффективным и при этом наименее затратным для клиента.

Стоимость очистки рассчитывается индивидуально и зависит от степени заиленности и загрязненности, используемого оборудования и других параметров. Наша компания выполняет работы по промывке скважин любой глубины на территории Москвы и МО. Мы используем профессиональное, высокопроизводительное оборудование и быстро возвращаем скважине работоспособность.

Цены на промывку скважины

Вид работСтоимость, рубли

Аварийный выезд	5 000
Выезд мастера (под запись)	от 800
Видеодиагностика	10 000
Гидроудар	3 000
Химочистка реагентами	5 000
Регулировка реле, замена гидробака	от 3000

Гидродинамическая промывка скважины водой

Глубина скважиныЦена, руб.

до 50 метров	30000
до 100 метров	40000

Контактная информация
Заполните заявку онлайн или позвоните нам по телефону для получения консультации и оформления заказа. Мы расскажем, сколько стоит промыть скважину на вашем участке, каковы сроки выполнения работ и гарантии.

Сергиево-Посадский район

Пушкинский район

Балашихинсий район

Люберецкий район

Щелковский район

Истринский район

Мытищинский район

Красногорский район

Коломенский район

Волоколамский район

Раменский район

Наро-Фоминский район

Нахабинский район

Серпуховский район

Подольский район

Домодедовский район

Солнечногорский район

Орехово-Зуевский район

Одинцовский район

Дмитровский район

Ногинский район

Клинский район

Воскресенский район

Рузский район

Чеховский район

Отзывы наших клиентов

Алеся

Скважина забилась не на шутку, понятно было, что подручными средствами нам не обойтись. Хорошо, что есть такие специалисты как в этой компании. Бригада быстро приехала, провела все нужные манипуляции и снова пошла чистая вода! Дебит полностью восстановился! Спасибо вам!

Григорий

Хочется поблагодарить команду ClеanWell за своевременно оказанную помощь. На нашей даче отказала скважина, а найти компанию-ремонтника было трудно. Обратившись сюда, получили сразу отклик. Специалисты быстро приехали и все починили, большое спасибо!

Пн-Пт: с 7:00 до 23:00
Сб-Вс: с 7:00 до 24:00

Москва, Походный проезд, д.15, к.1, м. Сходненская

• Услуги
• Очистка скважин
• Ремонт скважин
• Замена насосов
• Диагностика скважин
• Обслуживание скважин
• Реагенты для очистки
• Обустройство скважин под ключ
• Водоподготовка
• Абиссинский колодец
• Ремонт скважин в МО

Источник: xn—-8sbfkimkojgdvsm.xn--80adxhks

Как выполнить промывку скважины?

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.

1 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.

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 ↑

1.1 Какие способы промывки скважин?

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

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

Обратная промывка – промывочная жидкость подается в затрубное пространство, при этом восходящий поток жидкости выводится через саму трубу. Обратная технология промывки скважин обеспечивает большую скорость загрязненного потока воды на выходе, так как сечение пространство между очистной колонной и обсадной трубой минимальное. Обратная промывка является оптимальным способом очистки нефтяных скважин от песка. Применение промывочных жидкостей в бурении необходимо для обеспечения максимальной эффективности процесса очистки. Наиболее распространенными реагентами являются:

Начальный этап промывки — выход загрязненной жидкости из скважины

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

Также обратная промывка может осуществляться с применением обычной технической воды.

Промывочные жидкости в бурении должны соответствовать следующим требованиям:

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

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

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

Процесс промывки скважины насосом

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

2 Какое оборудование применяют для промывки скважины?

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

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

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

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

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

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.

2.1 Этапы промывки

Промывка скважины погружным насосом выполняется по следующим этапам:

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

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

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.

Источник: byreniepro.ru