Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

Для долот 244-ГНУ

- диаметр УБТ-127; осевая нагрузка - 40-60 кН; частота вращения 102-277 об/мин;

расход промывочной жидкости - 300-400 л/мин.

Для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны (создание осевой нагрузки) используем утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Наружний диаметр УБТ ориентировочно находят по соотношению

d_убт=0,8•D

где D - диаметр скважины на данном интервале. Далее выбирают фактический диаметр.

d_убт=0,8•0,244=0,195 м

Выбираем УБТ диаметром 203 мм.

Таблица 3.7 - Техническая характеристика УБТ

Наружный диаметр	Внутренний диаметр	Масса 1 м, кг	Длина одной трубы, м
203	100	192	8,1

Длина УБТ определяется условием обеспечения нахождения нулевого сечения бурильной колонны внутри УБТ (для предотвращения обрывов)



где С - осевая нагрузка в Н, q _убт - масса 1 м УБТ в кг, g - 9,81 м/с², с_ж и с_с - соответственно плотности промывочной жидкости и стали в кг/ м³.

3.15 Освоение скважины

Применение различных способов восстановления проницаемости водоприёмной части скважин позволяет:

1. удалять глинистую корку со стенок скважины и с непроницаемого или слабопроницаемого защемлённого экрана, находящегося между стенкой скважины и наружной поверхностью фильтра (в практике этот процесс называется наружной разглинизацией);

2. удалять глинистые частицы и шлам, проникшие в поры пласта (процесс внутренней разглинизации);

3. очищать фильтрационные отверстия в рабочей части фильтра от глинистых частиц и шлама.

После установки фильтровой колонны в скважину глинистый раствор удаляют обычным методом промывки водой по зафильтровому пространству. Промывка таким способом ведётся до осветления воды. Признаком «оживления» водоносного пласта является вынос песка и поглощение воды.

Способы промывки с помощью гидроершей

Конструкция гидроерша применяется не только для разглинизации скважин при освоении, но и при восстановлении водопропускной способности фильтра после кольматации фильтрующей поверхности в процессе эксплуатации. Конструкция гидроерша позволяет использовать его так же, как сваб, что очень важно при разглинизации водоносных пластов. Устройство состоит из следующих основных узлов:

1. поршней с грузом для создания гидравлического удара в рабочей части фильтра. Поршни выполняют функции сваба;

2. приёмного клапана для тартания воды из скважины со взвешенными частицами и глинистым раствором;

3. механического ерша для очистки внутренних стенок рабочей части фильтра;

4. гидроерша, гидравлические насадки которого (форсунки) позволяют под большим давлением нагнетать воду или химический раствор в участок фильтра, изолированный между двумя поршнями.

Разглинизацию скважины проводят в следующем порядке. Устройство на тросе с нагнетательным шлангом или на бурильных трубах опускают в скважину. Без установки верхнего поршня и гидронасадок проводят свабирование скважины. С установленным поршнем и гидронасадками устройство работает как гидроёрш, промывая рабочую поверхность фильтра и заглинизированные стенки скважины в изолированном участке между двумя поршнями. Давление струи жидкости, выходящей из гидронасадок, может колебаться в пределах от 3 до 30 - 40 кгс/см².

Фильтр рекомендуется промывать сверху вниз.

3.16 Монтаж водоподъемника

При предварительной прокачке скважины эрлифтом, монтаж водоподъемника производится буровым станком УРБ-3АЗ. Внутрь эксплуатационной колонны 168 мм спускаются воздушные трубы Ш50 мм, наверху эксплуатационной колонны устанавливается привентор. На водоотводной ерш привентора с помощью хомута соединяется шланг трубы Ш100 мм, который отводит воду в эрлифтную емкость. Все операции по монтажу эрлифта производятся лебедкой и талевой системой бурового станка силами буровой бригады.

Нагнетательный шланг от компрессора ПР-12 соединяется с воздушными трубами с помощью ерша и хомута, дополнительно страхуется.

При опытной откачке погружным насосом ЭЦВ 6-6,5-60 монтаж производится также буровым станком УРБ-ЗАЗ силами буровой бригады и электриком. Погружной насос ЭЦВ 6 опускается на водоподъемных трубах Ш60 мм. Кабель ВПВ-6 крепится к водоподъемным трубам

Водоподъемные трубы устанавливаются на эксплуатационной колонне с помощью плиты с отводом. Водоотводный шланг Ш70 мм крепится к отводу на хомутах.

При замене погружного насоса демонтаж и монтаж можно производить с помощью автокрана.

3.17 Автоматизация работы водоподъёмника

Станция управления СУЗ (в дальнейшем станция) предназначена для автоматического (по уровню и по давлению, в режиме водоподъёма или дренажа), дистанционного и местного управления трёхфазными электродвигателями погружных насосов и защиты их от перегрузок по току, короткого замыкания, неполнофазного режима работы и сухого хода.

В автоматическом режиме станция обеспечивает управление по сигналам датчиков верхнего и нижнего уровней, установленных в резервуаре, от электроконтактного манометра (тип контактов 3, 4, 5, 6) или от реле давления.

В режиме дистанционного управления станция обеспечивает управление по двухпроводной линии (до двух километров).

В режиме местного управления станция включается и выключается тумблером.

Станция имеет встроенный имитатор перегрузки по току, позволяющий настраивать станцию по току электродвигателя без использования дополнительных приборов.

В станции предусмотрена блокировка на время воздействия гидроудара. Время блокировки регулируется.

В станции предусмотрена возможность передачи аварийного сигнала за пределы устройства.

Все управляющие цепи имеют гальваническую развязку.

Во всех режимах станция обеспечивает:

v отключение электродвигателя при обрыве любой из 3-х фаз;

v отключение электродвигателя при перегрузке по току (в одной или в трёх фазах);

v отключение электродвигателя при отсутствии воды в скважине;

v световую сигнализацию перегрузки по току, неполнофазного режима работы, режима сухого хода, пониженного напряжения и включенного состояния электродвигателя, а в автоматическом режиме уровень воды в накопительной ёмкости (относительно датчиков уровней);

v восстановление режима работы после прекращения аварийного воздействия, время задержки включения регулируется;

v индикатор потребляемого тока в одной из фаз электродвигателя.

v Станция предназначена для эксплуатации в закрытых помещениях без искусственно регулируемых климатических условий:

v температура окружающего воздуха от минус 45^оС до плюс 40^оС;

v относительная влажность воздуха до 98% при температуре плюс 25^оС;

v высота над уровнем моря до 1000 м;

v окружающая среда невзрывоопасная, не содержит токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров.

Таблица 3.8 - Технические характеристики

Наименование параметров	Значение параметра
	СУЗ-10	СУЗ-40
1. Напряжение главной цепи, В	3х380±38	3х380±38
2. Номинальная частота, Гц	50±1	50±1
3. Максимальный ток главной сети, не более, А	10	40
4. Время срабатывания защиты при обрыве фазы в линии, не более, с	3	3
5. Время срабатывания защиты от перегрузки по току, не более, с	75	75
6. Время повторного включения, не более, мин	20	20
7. Напряжение питания станции, В	220±22	220±2
8. Напряжение цепи управления, В	12	12
9. Мощность, потребляемая станцией, не более, ВА	50	50
10. Габаритные размеры, не более, мм	320х330х150	320х330х150
12. Масса, не более, кг	10	10
13. Степень защиты по ГОСТ 14254-80	IP21	IP21

3.18 Проверочные расчеты

Проверочный расчет прочности бурильной колонны и мощности буровой установки при бурении на жидкие полезные ископаемые (ПРОГРАММА РТG)

Расчетные формулы:

Расчетные формулы приводятся в порядке их использования в программе.

Угловая скорость вращения вращения бурильной колонны

, (3.22)

где - частота вращения.

Мощность, расходуемая на забое скважины на разрушение породы:

, (3.23)

где С - нагрузка на долото, а - диаметр скважины у забоя.

Дополнительная мощность (за счет трения о стенки скважины сжатой части бурильной колонны)

, (3.24)

где - наружный диаметр УБТ.

Площадь сечения бурильной колонны

, (3.25)

где и - наружный и внутренний диаметры бурильной колонны соответственно.

Момент инерции сечения бурильной колонны

(3.26)

Площадь сечения и момент инерции УБТ - и определяются по формулам, аналогичным (4) и (5), но вместо диаметров бурильных труб в них участвуют соответствующие диаметры УБТ - и .

Масса одного метра бурильной колонны

(3.27)

Масса одного метра УБТ

, (3.28)

где - плотность материала УБТ (стали)

Длина колонны УБТ

, (3.29)

где - плотность промывочной жидкости, - зенитный угол скважины.

Длина сжатой части бурильной колонны

(3.30)

Вес бурильной колонны

, (3.31)

где - длина скважины.

Далее вводится расчет параметров бурильной колонны применительно к ее трем характерным сечениям.

Определяются расстояние каждого сечения до «нулевого» (т.е. второго) сечения

, (3.32)

где - расстояние от устья скважины до «нулевого» сечения, а - расстояние от устья скважины до любого характерного сечения

. (3.33)

Для второго сечения, при >0

(3.34)

Если же , то

(3.35)

Для третьего сечения если :

(3.36)

Теперь определяем продольное усилие в бурильной колонне.

В первом сечении

(3.37)

Если , то

(3.38)

В третьем сечении при :

(3.39)

Мощность, расходуемая на холостое вращение бурильной колонны:

В первом сечении

, (3.40)

где - коэффициент, зависящий от кривизны скважины

Во втором сечении если ,

(3.41)

В третьем сечении если ,

(3.42)

Суммарная мощность

(3.43)

В третьем сечении при первое и второе слагаемое в этой формуле отсутствуют. Чтобы учесть боковое трение породоразрушающего инструмента о стенки скважины принимается

. (3.44)

Если же , то используется выражение (3.30)

Стрела прогиба бурильной трубы в характерных сечениях:

(3.45)

Длина полуволны изгиба бурильной колонны для этих сечений

, (3.46)

где - ускорение свободного падения, а - модуль Юнга.

(В третьем сечении если, вместо ипринимается и).

Продольное напряжение

(3.47)

Напряжение кручения

(3.48)

Напряжение изгиба

 (3.49)

Суммарное напряжение

(3.50)

Запасы прочности в сечениях I и III равны

, (3.51)

где - предел текучести материала труб при продольной деформации.

Запасы прочности в сечениях II определяются следующим образом:

Если >0, то находят запас прочности по напряжениям изгиба

, (3.52)

где - предел выносливости материала бурильных труб.

Запас прочности по напряжениям кручения

. (3.53)

Итоговое значение запаса прочности в сечениях II

. (3.54)

Если же , то в выражении (3.39) вместо используют суммарное напряжение :

. (3.55)

Таблица - 3.9 Исходные данные

Плотность жидкости: RG, кг/м3	1200
Длина скважины: H, м	120
Длина нижней части скважины: H1, м	112
Диаметр скважины у забоя: D(3), м	0.244
Диаметр скважины в средней части: D(2), м	0.244
Диаметр скважины у устья: D(1), м	0.349
Число бурильных труб в свече: NT	2
Диаметр бурильной колонны наружный: DH(1), м	06
Диаметр утяжеленной колонны наружный: DH(3), м	146
Осевая нагрузка: С, Н	30000
Частота вращения: N, об/мин	250
Угол наклона скважины к горизонту: F, град	90
Длина УБТ:LU, м	9

Результаты расчета приведены в таблице 3.10.

Таблица - 3.10 Результаты расчета

Предел выносливости материала бур. труб: SB, Па	1.200E+08
Предел текучести при осевых напряжениях: SТ, Па	3.700E+08
Предел текучести при касат. напряжениях: ТТ, Па	1.900E+08
Плотность материала бур. труб R, кг/м3	7850
Модуль упругости матеиала бур. туб Е, H/м3	2.000E+11
Коэффициент увеличения массы бур. труб: А	1.030
Внутренний диаметр бур. труб: DB(1), м	0.0980
Внутренний диаметр УБТ:DB(3), м	0.0750
Площадь сечения бурильной колонны: FT(1), м2	0.00226
Площадь сечения УБТ: FT(3), м2	0.01232
Момент инерции сечения бур. колонны: FI(1), м4	3.763E-06
Момент инерции сечения УБТ: FI(3), м4	2.075E-05
Масса 1 м бурильной колонны: Q(1), кг	20.91
Масса 1 м УБТ:Q(3), кг	96.74
Коэффициент кривизны скважины: КС	3.5E-04
Длина УБТ:LU, м	597.3
Длина сжатой части бур. колонны: X, м	497.8
Длина бурильных труб ниже 2-го сечения: LT, м	0.0
Вес бурильной колонны: QK, H	587840
Угловая скорость вращения: W, рад/с	23.0
Забойная мощность: NZ, Вт	284240
Дополнительная мощность: ND, Вт	47432
	Номер сечения
	1	2	3
Расстояние до нулевого сечения: Z	702.2	99.6	-497.8
Осевое усилие: G, H	187840	80000	-400000
Мощность холостого вращения: NX, вт	76849	47042	0
Суммарная мощность: NС, вт	408521	378714	341088
Крутящий момент, MKR, Нм	17732	16438	14805
Стрела прогиба: STR, м	0.715	0380	0220
Длина полуволны: L, м	18.1	16.2	15.4
Осевое напряжение: S, Па	70.51Е+06	64.92Е+05	-3.25Е+07
Касательное напряжение: T, Па	1.34Е+08	1.24Е+08	2.60Е+07
Изгибающее напряжение: SI, Па	2.46Е+07	1.62Е+07	1.34Е+07
Суммарное напряжение: SE, Па	2.85Е+08		6.94Е+08
Запас прочности на изгиб: MS		5.29
Запас прочности на кручение: MТ		1.53
Суммарный запас прочности: M	1.30	1.47	5.33

Вывод: так как запас прочности не превышает допустимую величину в 1,7, буровая установка удовлетворяет всем требованиям.

Проверовный расчет расхода и давления промывочной жидкости (программа QPN)

Расход промывочной жидкости Необходимый расход определяется из условия полного выноса шлама с забоя скважины:

, (3.56)

где - наибольший диаметр скважины (принимается по внутреннему диаметру обсадной трубы у устья скважины); - наружный диаметр бурильных труб; - необходимая скорость восходящего потока.

Необходимая скорость восходящего потока:

, (3.57)

где - скорость падения частиц шлама расчетного размера в промывочной жидкости, а - необходимая скорость выноса шлама с забоя.

Скорость падения частиц:

, (3.58)

где - коэффициент, учитывающий вязкость жидкости, принимается:

, (3.59)

- коэффициент вязкости воды;

- коэффициент вязкости бурового раствора;

- коэффициент формы частиц, принимается равным 2,5;

- плотность частиц породы (=2800 кг/м³);

- плотность промывочной жидкости;

- расчетный размер частицы;

- угол наклона скважины к горизонту.

Чем больше расчетный диаметр частицы и чем больше изометричную форму она принимает, тем труднее такая частица уносится с забоя. Чтобы подаваемый расход полностью уносил шлам с забоя, необходимо, чтобы скорость потока жидкости была не меньше, чем скорость падения в этой жидкости наиболее крупных частиц, попадающих на забой.

Необходимая скорость выноса частиц определяется исходя из условия недопущения создания слишком большой концентрации шлама в восходящем потоке жидкости, так как при остановке насоса шлам может осесть и прихватить колонковую трубу. За счет шлама плотность жидкости в восходящем потоке больше, чем в нисходящем. Максимально допустимое увеличение плотности раствора принимает равным 10 кг/м³ для воды и 30 кг/м³ для глинистого раствора (глинистому раствору соответствует большее значение, так как принимается в расчет его способность образовывать структуру, препятствующую падению частиц на забой).

Скорость выноса определяется:

, (3.60)

где - коэффициент выхода керна;

- скорость бурения;

- разность плотности восходящего и нисходящего потоков;

- наружный диаметр бурильных труб;

- коэффициент, учитывающий вращение бурильной колонны.

Потери давления в циркуляционной системе

Суммарные потери давления складываются из составляющих, образующихся на следующих участках:

- в гладкой части бурильных трубах - P₁;

- между колонковой трубой и керном - P₂;

- между колонковой трубой и скважиной - P₃;

- между бурильными трубами и скважиной в ее нижней самой узкой части - P₄;

- между соединениями бурильных труб и стенками скважины в ее наиболее узкой (нижней) части - P₅;

- между бурильными трубами и скважиной на втором снизу участке - P₆;

- между бурильными трубами и скважиной на третьем снизу участке - P₇.

К потерям давления на участках 1-7 необходимо еще добавить потери внутри соединений бурильных труб - P_с, также потери давления, возникающие за счет разности удельных весов нисходящего и восходящего потоков промывочной жидкости P_?.

Таким образом, суммарные потери давления составят:

P_i = ? P_i + P_c = P_? (3.61)

где i - номер участка (i = 1ч7)

Для нахождения потерь давления на участке 1-7 пользуются формулой Дарси-Вайсбаха:

, (3.62)

где - скорость жидкости на данном участке;

- длина канала на этом участке;

- наружный диаметр кольцевого канала прохода жидкости;

- внутренний диаметр; - плотность жидкости;

- коэффициент гидравлических сопротивлений.

Скорость потока жидкости:

, (3.63)

где - площадь канала, которая определяется по формуле:

. (3.64)

На различных участках и различны. На первом участке есть внутренний диаметр бурильных труб - , а , в этом случае:

(3.65)

На втором участке - внутренний диаметр колонковой трубы, а - диаметр керна.

На третьем участке - диаметр скважины на нижнем участке (), - наружный диаметр колонковой трубы.

На четвертом участке = , а - наружный диаметр бурильных труб, т.е. = .

На пятом участке определяется с учетом увеличения диаметра ствола скважины в ходе бурения (это существенно при малом зазоре между соединениями и скважиной):

, (3.66)

где - скорость бурения.

Данная формула учитывает, что чем выше скорость бурения (мягкие породы), тем больше разработка. При = 0,0005 (1,8 м/ч) разработка принята равной 0,001, т.е. 1 мм. В качестве в данном участке принимается наружный диаметр соединения - .

На участках 6 и 7 значения и равны диаметрам скважины на втором и третьем снизу интервалах, а и равны .

Чтобы найти коэффициент гидравлического сопротивления определяют число Рейнолдса:

, (3. 67)

где - коэффициент динамической (для воды) или структурной (для глинистых растворов) вязкости;

- динамическое сопротивление сдвига (для воды = 0).

При течении воды по каналу круглого сечения, если

a) , то , (3.68)

b) , то , (3.69)

c) , то . (3.70)

При течении воды по каналу кольцевого сечения, если

a) , то , (3.71)

где (3.72)

b) , то , (3.73)

c) , то . (3.74)

При течении глинистого раствора по каналу круглого сечения, если

a) , то определяется по формуле (66) (3.75)

b) , то , (3.76)

c) , то . (3.77)

При течении глинистого раствора по каналу кольцевого сечения, если

a) , то , (3.78)

b) , то , (3.79)

c) , то . (3.80)

Длина канала в формуле (4.4.2.7) зависит от участка, для которого производится расчет.

Для участка I (внутренний канал бурильных труб) определяется приведенная длина бурильной колонны с учетом длины нагнетательного шланга:

, (3.81)

где - длина бурильной колонны;

и - соответственно длина и внутренний диаметр шланга;

- внутренний диаметр бурильных труб.

участков 2 и 3 (внутри и снаружи колонковой трубы)

, (3.82)

где - длина колонковой трубы.

Для участков 4, 6 и 7 длина каналов , и представляет собой длины нижней, средней и верхней частей скважины.

Для участка 5 (между соединениями и скважиной в ее нижней части) определяется по формуле:

, (3.83)

где - средняя длина одного соединения;

- число соединений в нижней части скважины.

, (3.84)

где - длина замка бурильных труб;

- длина муфты;

- длина свечи;

- длина одной бурильной трубы.

, (3.85)

где - длина колонковой трубы.

Потери давления в соединениях.

, (3.86)

где - коэффициент гидравлического сопротивления соединений;

и - скорости жидкости соответственно внутри соединений и труб определяются по формуле (4.4.2.8);

- плотность жидкости;

- число соединений.

Коэффициент гидравлического сопротивления соединений и число соединений определяются:

(3.87)

, (3.88)

где - длина бурильной колонны;

и - соответственно внутренний диаметры бурильных труб и соединений;

- коэффициент вида соединений (= 2 для муфтово-замковых и = 1,5 для ниппельных соединений).

Потери давления за счет разности плотностей восходящего и нисходящего потоков:

, (3.89)

где - угол наклона скважины;

- ускорение свободного падения.

Максимальная потеря давления:

, (3.90)

где - суммарная потеря давления согласно формулы (3.60), а 1,2 коэффициент, учитывающий возможные осложнения, вызванные скоплением шлама и сальникообразованием.

Гидравлическая мощность, необходимая для промывки

Данная мощность определяется по формуле:

, (3.91)

где - максимальное давление;

- расход жидкости.

С учетом КПД () полная мощность, расходуемая двигателем насоса:

(3.92)

Таблица - 3.11 Вводимые данные

Длина сквжины: LSK, м	120
Длина нижнего интревала сквжины: L(4), м	112
Длина второго снизу интервала: L(6), м	8
Длина колонковой трубы (УБТ): L(3), м	9.0
Диаметр скважины у забоя: D(3), м	2440
Диаметр на втором снизу интерв., D(6), м	2440
Диаметр на третьем снизу интерв.: D(7), м	3490
Наружный диам. бурильных труб: DH(4), м	0600
Наружный диам. колонковой (УБТ): DH(3), м	146
Диаметр керна: DH(2), м	0.0000
Чиcло труб в свече NS	2
Внутр. диаметр колонковой (УБТ): D(2), м	0.075
Плотность промывочной жидкости: R, кг/м3	1200
Коэффициент вязкости: H, кг/м/с	0,003
Динамическое напряжение сдвига: T, Па	5
Cкорость бурения: VB, м/c	25
Коэффициент вида соединений: BET	2
Угол наклона скважины к гориз.:ALF, гад	90
Заранее заданный расход жидк.: Q1, л/мин	0
Длина третьего снизу интервала: L(7), м	0
Длина бурильной трубы: LT, м	6
Длина свечи: LSV, м	12
Длина замка: LZ, м	0.057
Длина муфты: LMF, м	0.355
Длина шланга: LSL, м	25
Внутренний диаметр бур. турб: D(1), м	0,0420
Внутренний диаметр соединений: DS, м	0,032
Наружный диаметр соединений: DH(5), м	0,022
Внутренний диаметр шланга: DSL, м	0,080

Результаты расчета приведены в таблице 3.12.

Таблица - 3.12 Расход промывочной жидкости

Pазмер частицы: DR, м	0,0165
Разность плотностей жидк.:DLTR, кг/м2	30
Скорость падения частицы: U1, м/с	0,3938
Скорость выноса: U2, м/с	0,1492
Скорость восходящего потока: U3, м/с	0,5430
Расход промывочной жидкости: Q2 л/мин	302,5

Таблица - 3.13 Давление в циркуляционной системе

Приведенная длина бур. колонны: L(1), м	121
Число соединений в колонне: N	18
Число соединений в нижней части скв.:NН	17.0
Общая длина соед. в нижн. части: L(5), м	3.5
Длина колонны в нижн. части (без соединений):L(4), м	108.5
Истинный диаметр скваж. в нижн. части: D(5)	0,2579
Истинный диаметр керна: DH(2)	0.0000

Участок	Площадь, м2, F	Скорость, м/с, V	Число Рейнолдса, RE	Коэффи-циент LM	Давление, Па, P
1	0,001386	36,388	462906	0,0210	48063744
2	0,004418	11,411	121154	0,0250	0
3	0,030022	1,679	3826	0,0369	5739
4	0,049413	1,020	1472	0,0423	14498
5	0,051861	0,972	1341	0,0429	361
6	0,043938	1,148	1855	0,0410	1407
7	0,092847	0,543	422	0,0818	0

Площадь сечения соединений: FS, м2	0,000804
Потеря давления в соединенях: PS, Па	7800129
Потеря давл. из-за разн. плотностей: PDLT, Па	35316
Общая потрея давления: PС, МПа	5,5921
Гидравлическая мощность: WG, кВт	19.56
Мощность на валу двигателя W, кВт	24.45

Вывод: Результаты расчета показали, что необходимые параметры расхода промывочной жидкости отвечают условию полного выноса шлама с забоя скважины.

4. Специальная часть

4.1 Освоение водоносных пластов

Освоение скважин на воду - заключительный этап их сооружения. На этом этапе проводятся работы по восстановлению водоотдачи пласта, нарушенной при вскрытии. Кольматация происходит за счет частичной закупорки трещин и пор водоносного горизонта продуктами разрушения горных пород и главным образом за счет глинизации стенок скважины. Степень уменьшения проницаемости пласта зависит от применяемого способа вскрытия. Если при ударном и вращательном бурении с промывкой водой или продувкой кольматация минимальна, то при вскрытии с промывкой глинистым раствором она резко повышается.

Глинизация ствола, проникновение фильтрата бурового раствора на значительное расстояние вызывают заиливание фильтрационных каналов и вследствие этого снижение дебита. Уменьшению последнего способствует также замазывание фильтра глиной при его спуске. Применяемые методы восстановления водоотдачи основаны на физическом, химическом или физико-механическом воздействии.

Физические методы восстановления водоотдачи. В эту группу входят методы, основанные на гидравлической и механической очистках фильтров, и импульсные методы.

Гидравлические методы основаны на размыве глинистой корки струёй воды и создании перепада давлений в системе пласт - скважина. В результате происходит обрушение заглинизированной зоны ствола. Гидравлические методы применяются для разглинизации высоконапорных пластов и осуществляются по следующим технологическим схемам.

Промывка зафильтрового пространства через башмак отстойника фильтра заключается в том, что вода нагнетается по бурильным трубам, соединенным с крышкой отстойника, в которую вмонтирован обратный клапан. В результате поток воды устремляется в кольцевой зазор между фильтром и стенками скважины, размывая и удаляя глинистую корку. По окончании разглинизации бурильные трубы вывинчивают, а дно отстойника засыпают гравием.

Гидроерши также используют для удаления глинистого раствора из пространства между рабочей частью фильтра и водоносным пластом и размыва глинистой корки.

Импульсные методы освоения скважин заключаются в воздействии ударных волн на вскрытый водоносный пласт. Средства для создания гидроимпульсов давления могут быть самыми различными: вибрации, откачка эрлифтом с прерывателем потока жидкости, электровзрыв, пневмовзрыв, взрыв заряда твердых ВВ, свабирование и т.д.

Вибрационный метод заключается в том, что одновременно с промывкой или откачкой на водоносный пласт и фильтр воздействуют гидравлические импульсы, которые возбуждаются в столбе жидкости рабочим органом (рис. представляющим собой трубу с дисками. Рабочий орган совершает продольные колебания с амплитудой 5-10 мм при частоте 10-14 Гц с помощью вибратора. Возникающие перепады давления в пределах 0,2-0,5 МПа достаточны для эффективной разглинизации зоны водоносного пласта и фильтра. Вибрационный метод используется при глубине залегания водоносного пласта до 200 м.

Метод освоения путем возбуждения гидроимпульсов с помощью прерывателя при откачке эрлифтом применяется для освоения водоносных горизонтов в трещиноватых породах. Эрлифт с концентрическим расположением труб опускают в скважину. Затрубное пространство между эксплуатационной колонной и водоподъемными трубами выше пласта герметизируют пакером. На выходе в трубопроводе для откачиваемой воды монтируют заслонку с приводом, обеспечивающим перекрывание потока с частотой 0,2-1 Гц. В результате на водоносный пласт действуют знакопеременные давления, способствующие раскрытию трещин, очистке их от шлама и глинистого раствора.

Электровзрывной (электрогидравлический) метод обработки скважин основан на импульсном выделении электрической энергии в виде искрового разряда. Для реализации метода используются генераторы импульсов тока с накопителем электрической энергии в виде конденсаторной батареи. При высоковольтном электрическом разряде внутри фильтра возникает ударная волна, которая, распространяясь в радиальном направлении, разрушает осадки на поверхности фильтра и стенках скважины. Последующее движение воды при захлопывании парогазового пузыря вызывает отделение разрушенных осадков и глинистых частиц и их вынос в ствол скважины.

Преимущества электровзрывного метода заключаются в возможности многократного воспроизведения электрических разрядов и плавного регулирования гидродинамических параметров путем изменения емкости и напряжения конденсаторов. Недостаток метода - сложность применяемого оборудования.

Пневмовзрывной способ освоения водоносных пластов основан на применении скважинных пневмоснарядов, обеспечивающих быстрый выпуск сжатого до высокого давления (10-12 МПа) воздуха. В результате в жидкости возникают волны давления, разрушающие глинистые и химические осадки на фильтре и стенках скважины. Существенное преимущество пневмовзрывного способа - возможность регулирования частоты и интенсивности выхлопов сжатого воздуха, доступность и безопасность рабочего тела - воздуха.

Взрыв заряда твердых взрывчатых веществ применяется для освоения водоносных горизонтов, представленных как неустойчивыми, так и крепкими трещиноватыми породами. Возникающая при взрыве ударная волна очищает рабочую поверхность фильтра и, распространяясь далее в пространстве за фильтром, деформирует глинистую зону водоносного пласта. При разрыве газового пузыря возникает депрессия на пласт, и смесь глинистого раствора с песком устремляется внутрь фильтра. Пульсация газового пузыря способствует интенсивной разглинизации пласта.

Для проведения взрывных работ изготовляют специальные торпеды, представляющие собой цилиндр с центрирующими фонарями. Внутри цилиндра находится заряд взрывчатого вещества.

Для разглинизации водоносных песков в качестве ВВ используется детонирующий шнур. Торпеду опускают в скважину на электрическом кабеле. С помощью электродетонатора торпеда взрывается, и скважина очищается от разрушенной породы.

Свабирование заключается в том, что при возвратно-поступательном перемещении сваба (поршень 4 с клапаном 3 на рис. 12.9) жидкость порциями перемещается в надпоршневое пространство. В результате создается депрессия на водоносный пласт, вызывающая приток воды из пласта в скважину, очистку фильтра и стенок скважины от глинистой корки, осадков и загустевшего раствора. Свабирование наиболее эффективно при освоении напорных водоносных пластов при глубине их залегания свыше 100 м.

Механические методы освоения водоносных пластов заключаются в разрушении зоны глинизации лопастным расширителем, установленным под башмаком фильтра. Образовавшаяся каверна заполняется гравийной обсыпкой. Для очистки рабочей поверхности фильтра от осадков применяются механические ерши.

Химические методы восстановления водоотдачи. Эти методы широко распространены в отечественной и зарубежной практике. Сущность их заключается в воздействии на фильтр и прифильтровую зону реагентов, растворяющих кольматирующие вещества. Кроме того, реагенты могут воздействовать на более удаленную зону пласта, формируя в породе новые фильтрационные каналы. В качестве химических реагентов применяют соляную кислоту, глинокислоту (смесь плавиковой и соляной кислот), дитионит натрия Na₂S₂О₄, триполифосфат натрия Na₅P₃О₁₀ и др.

Наиболее часто применяется солянокислотная обработка пластов, представленных карбонатными породами. В результате химической реакции образуются растворимые в воде соли СаС1₂ и MgCL₂, которые удаляются из пор и трещин пласта при откачке воды. Для разглинизации используется 10-15%-ный раствор НСl, нагнетаемый в скважину по трубам, перфорированным в нижней части. Химическая обработка закольматированных водоносных горизонтов может осуществляться по трем технологическим схемам: создание реагентной ванны в водоприемной части скважины; обработка прифильтровой зоны с однократным вытеснением реагентного раствора из ствола в пласт; многоцикличная схема с периодическим перемещением раствора от ствола в прифильтровую зону и в обратном направлении.

Для химической обработки скважин используется типовое химическое оборудование (резервуары, насосы), защищенное специальными покрытиями. Работы с химическими реагентами ведутся после инструктажа по технике безопасности в спецодежде: резиновый костюм, перчатки, сапоги, противогаз. Химическую обработку скважины следует выполнять в строгом соответствии с проектом работ и требований охраны природы.

Физико-химические методы восстановления водоотдачи. К этой группе относятся термореагентный, кислотоструйный, вибро-реагентный, термовиброреагентный и другие методы.

Термореагентный метод основан на интенсификации процесса растворения кольматирующих соединений путем использования разогретого раствора, поступающего в водоприемную часть скважины. При солянокислотной обработке в качестве термореагента (вещество, взаимодействующее с химическим реагентом с выделением тепла) обычно используется металлический магний.

Кислотоструйный метод основан на сочетании химической активности реагента и действия струи химического раствора, выбрасываемых с большой скоростью из гидромониторных насадок. Кислотоструйная обработка применяется в скважинах с открытой (бесфильтровой) водоприемной частью.

Виброреагентный метод основан на одновременном воздействии химической активности реагента и вибрационного воздействия на прифильтровую зону. В результате интенсифицируется процесс растворения в зоне контактирования реагента с кольматантом. Технологическая схема декольматации этим методом заключается в том, что в скважину, оборудованную вибратором с рабочим органом обычного типа (см. рис. 12.10), через устье подается реагентный раствор, затем осуществляется вибрирование. Применение виброреагентного метода позволяет увеличить удельные дебиты скважин в 1,5-1,7 раза. Метод весьма перспективен для широкого использования в практике восстановления водоотдачи водозаборных скважин.

Термовиброреагентный метод усиливает эффект применения вибро-реагентной обработки скважин за счет подогрева реагентного раствора в призабойной части до температуры 60-80°С. Подогрев осуществляется скважинными электронагревателями или с помощью термореагентов.

Пневмореагентный метод представляет собой рациональное сочетание химической обработки и пневмовзрыва. В результате пульсирующее воздействие газовой полости на закольматированную зону дополняется растворяющим воздействием химического реагента.

Электрогидроударное воздействие на фильтры и прифильтровые зоны скважин основано на импульсном выделении электрической энергии между электродами разрядника, установленного внутри фильтра. При подаче импульсов тока высокого напряжения на электроды разрядника, погруженного в воду, происходит пробой жидкости в межэлектродном промежутке, который сопровождается выделением значительного количества энергии, накопленной ранее в конденсаторной батарее. Интенсивный разогрев образующейся плазмы разрядным током приводит к повышению давления в разрядном канале и его расширению с сильным сжатием прилегающих слоев жидкости, в которой возникает ударная волна. Разрядный канал при этом трансформируется в быстро увеличивающуюся в размерах парогазовую полость, пульсация которой вызывает серию следующих одна за другой акустических волн сжатия - разрежения и знакопеременные гидропотоки. Декольматация фильтра и прилегающих слоев обсыпки при электрогидравлическом ударе достигается в основном под действием ударной волны, акустических волн и гидропотоков.

Метод электрогидравлического удара применяется в широком диапазоне гидрогеологических и эксплуатационных условий, как в пористых, так и в трещиноватых коллекторах, чаще всего для восстановления производительности скважин, находящихся в процессе эксплуатации и оборудованных фильтрами различных конструкций. Наиболее эффективно применение метода при очистке фильтров, закольматированных плотными конгломератовидными осадками различного состава.

В состав электрогидроударной установки входят устройство для зарядки конденсаторной батареи до рабочего напряжения (повышающий трансформатор, выпрямитель высокого напряжения и зарядное сопротивление) и устройство для преобразования электрической энергии в механическую (батарея импульсных конденсаторов, воздушный разрядник для разъединения разрядной цепи при зарядке конденсаторов и подключения конденсаторов к нагрузке, жидкостный разрядник, рабочий кабель).

Эффективность декольматации фильтров электрогидроударным методом зависит от давления на фронте ударной волны, длительности ее воздействия на фильтр, количества создаваемых импульсов. Исследованиями установлено, что давление на фронте ударной волны р увеличивается с ростом напряжения разрядного контура u и емкости конденсаторов с, уменьшается по мере увеличения расстояния r от канала разряда и длины рабочего кабеля L_k, возрастает (до некоторой оптимальной величины) с повышением межэлектродного промежутка L_э, в жидкостном разряднике. Установлено, что эффективность очистки фильтра возрастает по мере увеличения давления на фронте ударной волны и энергии разряда, хотя и в разной степени. При одной и той же энергии разряда кольматант разрушается более эффективно при более высоких напряжениях разрядного контура u и соответственно меньших значениях емкости конденсаторов с.

Длительность воздействия ударной волны определяется главным образом емкостью конденсаторной батареи, однако с ее увеличением возрастает опасность разрушения конструктивных элементов фильтра.

Таблица 4.1 - Технические характеристики электрогидроударных установок

Показатели	ЭГУ-69	ЭГУ-76	Вильнюсского управления «Водоканал»
Максимальная глубина погружения рабочего разрядника, м	140	150	100
Внутренний диаметр обрабатываемой водоприемной части, мм	100-300	80-300	100-300
Разрядное напряжение, кВ	60	50	50
Емкость конденсаторной батареи, мкФ	0,7	0,5	10-18
Напряжение питающей сети, В	Автономное питание	220	380
Тип базового автомобиля	КрАЗ-219 КрАЗ-256	УАЗ-452	«Урал -337»

Таблица 4.2 Технические характеристики электрогидроударных установок

Показатели	ЛИСИ	СЭУ	РА-СЭУ-1	ЭРА-300/50/1
Максимальная глубина погружения рабочего разрядника, м	150	350	350	300
Внутренний диаметр обрабатываемой водоприемной части, мм	50-300	140-300	140-300	80-300
Разрядное напряжение, кВ	30	40-50	50	50
Емкость конденсаторной батареи, мкФ	2	3-12	6-12	1
Напряжение питающей сети, В	380	380	380	380
Тип базового автомобиля	КрАЗ-651	ЗИЛ-157К, ЗИЛ-131	МАЗ -500 А	ЗИЛ-131

Для выполнения электрогидроударных обработок используют различные типы установок, характеристики которых приведены в табл. 26. В их числе преобладают специализированные установки типа СЭУ, разработанные СКБ НПО «Агроприбор» в г. Николаеве. В последнее время появились также различные модификации электрогидроударных установок, с помощью которых можно выполнять сопутствующие спуско-подъемные операции без привлечения буровых установок, автокранов или другого грузоподъемного оборудования (РА-СЭУ-1, ЭРА-300-50/1).

Работоспособность установок для электрогидроударной обработки в значительной мере зависит от эксплуатационных характеристик рабочих кабелей, которые должны иметь минимальную индуктивность и высокую электрическую прочность. Этим требованиям отвечают коаксиальные кабели типов РК 50-17-12, РК 50-24-15, РК 50-24-17, РК 50-24-16, РК 50-33-15, РК 50-44-16, РК 50-44-17 и некоторые другие, способные выдерживать напряжения до 50-80 кВ и имеющие индуктивность на 1 м 0,25 - 0,27 мкГн.

Наиболее ответственная часть электрогидроударной установки - жидкостный разрядник, который функционирует в жестких условиях больших динамических нагрузок, сильных электрических и магнитных полей, высоких температур. Конструкции жидкостных разрядников весьма разнообразны. Высокой надежностью при эксплуатации в различных условиях отличается, в частности, разрядник с дискообразным основанием отрицательного электрода. Особенность устройства состоит в том, что отрицательный электрод, представляющий собой два пересекающихся взаимно перпендикулярных диска, выполняет функции направляющего элемента при спуске разрядника в скважину и легко проходит места перехода диаметров, что облегчает, в частности, ввод разрядника в фильтры, установленные впотай.

Недостатком этой конструкции является то, что значительная часть энергии электрогидравлического удара распространяется вертикально вниз вдоль оси скважины, не оказывая декольматирующего воздействия на стенки фильтра.

Более эффективно энергия разряда расходуется при использовании разрядника с электродами, расположенными в вершинах конических поверхностей, с помощью которых достигается перераспределение выделяемой энергии в направлении стенок фильтра.

Разработаны также некоторые другие конструкции разрядников. В большинстве случаев они оснащаются ловушкой (приспособлением для сбора части кольматанта, отбрасываемого со стенок фильтра на забой скважины при обработке). Ловушка обычно представляет собой цилиндрический или конусообразный сосуд, открытый сверху и подвешиваемый на тросе под разрядником. Исследование содержимого ловушки после каждого цикла обработки - важный источник информации о составе кольматанта, закупоривающего фильтр, и об эффективности очистки его поверхности.

При выборе оптимального режима обработки, согласно рекомендациям ВНИИ ВОДГЕО, следует исходить из предполагаемой прочности кольматирующих осадков, обычно по превышающей 1 -1,5 МПа, и допустимого давления ударной волны для конкретного фильтра, установленного в обрабатываемой скважине. Для регулирования давления ударной волны p, согласно тем же рекомендациям, следует прибегать к изменению только одного параметра - межэлектродного промежутка в жидкостном разряднике L_э. С этой целью составлены соответствующие графики зависимости между р и L_э, для фильтров разного диаметра при различной длине кабеля. Для регулирования длительности воздействия ударной волны, от которой зависит не только эффективность декольматации, но и сохранность фильтра, рекомендуется изменять в небольших пределах емкость конденсаторной батареи с (от 1 мкФ при обработке фильтров с покрытием из непрочных материалов типа латунных, винипластовых сеток и т.п. до 2 мкФ при обработке более прочных фильтров в виде перфорированных стальных каркасов без сетчатого покрытия). Для полной декольматации 1 м фильтра рекомендуется производить от 300 до 500 разрядов.

Согласно рекомендациям Николаевского СКБ «Агроприбор», для достижения оптимального технологического режима процесса следует регулировать высокое напряжение разряда и емкость батареи конденсаторов с и число разрядов па единицу длины фильтра n. При этом рекомендуются иные оптимальные значения перечисленных параметров (табл. 4.3).

Таблица 4.3 - Режимы электрогидроударной обработки

Состав водовмещающих пород	Оборудование водоприемной части	Режим обработки
		Разрядное напряжение, кВ	Емкость конденсаторов, мкФ	Количество импульсов на 1 м
Известняк, песчаник	Открытый ствол. Трубчатый стальной каркас (диам. 152-203 мм)	35-40 30-35	5-10 5	150-200 50-150
Пески	Трубчатый стальной каркас (диам. 152-203 мм) с грав. обсыпкой	25-35	5	100-150

Оптимальное значение межэлектродного промежутка в жидкостном разряднике, согласно рекомендациям СКБ «Агроприбор» и В.А. Романенко, определяется из соотношения

Lэ = (0,7ч0,8)х, (4.1)

где Lэ - межэлектродный промежуток, мм; х - напряжение разрядного контура, кВ.

Учитывая расхождения в рекомендуемых значениях параметров процесса, при выборе оптимального технологического режима обработки конкретной скважины, существующие рекомендации следует рассматривать как ориентировочные. При практическом выполнении обработок необходимо учитывать опыт проведения аналогичных работ на других скважинах в конкретных условиях данного объекта или региона, а при отсутствии такового - принимать минимальные рекомендуемые значения основных параметров. В ходе первых обработок следует как можно чаще контролировать эффективность воздействия по содержимому ловушки разрядника и результатам откачки из скважины после каждого цикла обработки. На основе получения данных вносят необходимые коррективы в режим процесса при последующих циклах обработки той же скважины или обработках других скважин в идентичных условиях.

Таблица 4.4 - Режимы электрогидроударной обработки по В.А. Романенко

Состав водовмещающих пород	Тип фильтра	Режим обработки
		Разрядно е напряжение, кВ	Емкость конденсаторов, мкФ	Количество импульсов на 1 м
Известняк, песчаник	Сетчатый, проволочный	35-40	6	100-120
То же	Трубчатый с перфорацией	50	6-9	150-200
	Без фильтра	50	6-9	150-200
Гранит	То же	50	9-12	150-200

Метод электрогидроудара допускает возможность управления параметрами процесса и доступен для освоения в условиях производственных организаций. Основной его недостаток заключается в неполной очистке фильтрующих каналов от остатков разрушенного и диспергированного кольматанта, что приближает момент повторной закупорки фильтра и прифильтровой зоны. Для более полной декольматации после электрогидроудара целесообразно выполнять реагентную обработку.

В настоящее время накоплен опыт практического применения метода на водозаборных и дренажных скважинах в Белгородской, Кировской, Ленинградской, Ростовской областях, во многих районах Литвы и Украины. В большинстве случаев достигнуто существенное увеличение дебитов (до 60-70% от первоначальной производительности скважин).

В настоящем проекте для расширения трещин, увеличения возможного дебита и очистки фильтра закольматированного шламом применяется электрогидроударная установка ЭГУ-69 с использованием разрядника с электродами, расположенными в вершинах конических поверхностей, с помощью которых достигается перераспределение выделяемой энергии в направлении стенок фильтра. Также он оснащен ловушкой для сбора отбрасываемого кольматанта.

Заключение

В процессе проектирования гидрогеологической скважины на месторождении Белоусовка глубиной 120 м был выполнен геологический раздел в котором даны общие сведения о месте расположения скважины, описан стратиграфический разрез, даны сведения о водоносности месторождения. На основании этих данных была выполнена техническая часть проекта, а именно выбрана и принята конструкция скважины, произведен расчет параметров бурения и выбраны породоразрушающие инструменты под каждый интервал бурения.

Так же была выбрана буровая установка. На основе имеющихся фактических данных для каждого интервала бурения были выбраны долота. Для выбранных долот на каждый интервал бурения были определены оптимальные параметры режима бурения. В главе посвященной расчету фильтра был рассчитан диаметр и тип водоприемной части. Для того чтобы обеспечить доступ воды в приемную часть скважины, и, прежде всего, восстановить естественную проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта проводим промывку приемной части скважины водой с последующим понижением уровня с помощью эрлифта.

В экономической части, которая является заключительной составлена нормативная карта на бурение, на основе которой произведены расчеты скоростей бурения, рассчитана сметная стоимость строительства скважины.

Разработанный проект является заключительной частью обучения по специальности «РТ» и оценивает знания приобретенные в процессе обучения знания студента.

Список использованных литератур

1 Специальные работы при бурении и оборудовании скважин на воду. М. Недра, 1988.

2 Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду. М. Недра, 1972.

3 Справочник по бурению скважин на воду. М. Недра, 1979.

4 Технология и техника разведочного бурения. М. Недра, 1983.

5 Билецкий М.Т. Расчет бурильной колонны с применением ЭВМ. Алма-Ата, КазПТИ, 1987.

6 Лиманов Е.Д., Билецкий М.Т., Танатаров Т.Т. Расчет расхода и давления промывочной жидкости в скважине с применением ЭВМ ЕС-1022. Алма-Ата, КазПТИ, 1988.

7 Бирюков В.И., Куличихин С.Н., Трофимов Н.Н. «Поиски и разведка месторождений полезных ископаемых» - М.: Недра, 1979.

8 Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988., Технология и техника разведочного бурения (учебник)

9 Шамшиев Ф.А., Тараканов С.М., Кудряшов Б.Б. и др. 3-е изд. перераб. И допол. - М.: Недра, 1983.,

10 Сердюк Н.И., Куликов В.В., Тунгусов А.А., и др. Бурение скважин различного назначения - М.: РГГРУ, 2007-611 с.,

11 Д.Н. Башкатов, С.Л. Драхлис, В.В. Сафонов, Г.П. Квашнин «Специальные работы при бурении и оборудовании скважин на воду», М.: Недра, 1988

Размещено на Allbest.ru