Среднесуточный дебит по линейному водозабору №1 составляет около 5000 м3/cyт, что не превышает расчетный показатель 8300 м3/сут (согласно проекту технического водозабора месторождения Кумколь).

Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме эксплуатации водозаборных скважин. Это непостоянный дебит отбора воды во времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего является пескование скважин и частый выход из строя насосного оборудования. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозионные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчанной пробки. На водозаборе №1 из положенных одиннадцати, в действии находятся 5-6 скважин, а на водозаборе №2 три скважины из шести, что увеличивает нагрузку на каждую в отдельности. Не ведется контроль за снижением уровня подземных вод, т.к. отсутствует сеть наблюдательных скважин, тем не менее расчет выработки запасов месторождения подземных вод необходимо провести для более оптимального выбора режима эксплуатации водозаборов.

Поскольку объем добываемой на водозаборе №1 альбсеноманской воды составляет 4-5 тыс.м3/сут, а на водозаборе №2 - 3 тыс. м3/сут, то потребность в объеме нагнетаемой жидкости полностью обеспечивается. В случае увеличения потребности в технической воде следует вводить в действие дополнительные скважины. Для этой цели возможно предусмотреть ввод в систему ППД дополнительного водозабора №3, вскрывающие подземные воды сенон-туронских отложений.

Воздействие водозаборных сооружений на водоносный комплекс приводит к образованию целого ряда техногенных процессов, проявляющихся в пределах всей депрессии на пласт. Под воздействием гидравлических градиентов из горизонтов выносится твердая фракция, которая с одной стороны приводит к зарастанию фильтров скважин, с другой - воздействует на технологическое оборудование как абразивный материал, выводя его из строя значительно раньше положенного срока. Основной причиной пескования является наличие в пределах фильтров зоны критических градиентов, а также неравномерность работы скважин. Длительная их эксплуатация на различных режимах формирует устойчивую водоприемную воронку, однако в момент запуска скважины в работу, возникает гидравлический удар, сопровождаемый развитием чрезмерных гидравлических градиентов, которые приводят к нарушению равновесия. Пескование будет наблюдаться и в дальнейшем. Единственный способ его предотвращения-создание фильтровой колонной и поверхностью водоприемной воронки буферной зоны, способной гасить гидравлические удары, так например гравийной засыпки, которую рекомендуем подобрать по грануметрическому составу водоносного слоя, или же обоснованием и реализацией стабильного режима эксплуатации.

Анализ всех результатов дает возможность сделать заключение о том, что конструкция фильтров водозаборных скважин не соответствует проектной. Например, на скважине 2 - длина фильтра 20 м, на скважине 4 - 30 м при проектной длине фильтра - 48 м, кроме того сетка галунного плетения установлена не по всей длине рабочей части фильтра.

Запуск в работу насосов должен исключать возникновение чрезмерных гидравлических градиентов. Это возможно при запуске насосов на закрытую задвижку с последующим плавным ее открытием и выводом насоса на рабочий режим.

Делать выводы о «зарастании» фильтров и труб продуктами химических процессов, можно только имея данные геофизических исследований, в частности кавернометрии по стволу фильтра и технической колонны.

Физико-химические свойства и требования к качеству закачиваемых вод.

На месторождении выявлено шесть продуктивных горизонтов - два меловых (1020-1065 м) и четыре юрских (1190-1370 м). По геологофизическим характеристикам коллекторов выделено четыре объекта эксплуатации.

Фильтрационно-емкостные свойства меловых горизонтов в целом выше, чем юрских горизонтов. Так, для мела проницаемость определена в пределах 1.48-2.60 мкм2, пористость 0.19-0.33, а для юры проницаемость 0.40-0.625 мкм2, пористость 0.16-0.385 по результатам ГДИ и ГИС соответственно.

Пластовая вода меловых горизонтов, по классификации Сулина относится к хлоркальциевому типу с минерализацией от 53 до 59 г/л, содержанием хлора 32589-36840 мг/л, сульфатов 8.2-23.9 мг/л, гидрокарбонатов 85-390 мг/л, кальция 2600-3000 мг/л, магния 240-1560 мг/л, натрия+калия 16896-18667 мг/л.

Воды юрских горизонтов имеют минерализацию 53-84 г/л, тип воды хлоркальциевый. Содержат хлора 36542-51911 мг/л, сульфатов 5.8-57.6 мг/л, гидрокарбонатов 60.7-207.4 мг/л, кальция 2800-5000 мг/л, магния 600-1080 мг/л, натрия+калия 19311-26071 мг/л.

Пластовые воды кислые (рН от 5.0 до 6.9) и агрессивные к металлу и цементу.

Кроме того, вода юрских горизонтов нестабильна по карбонату кальция, поэтому при добыче нефти и применении термобарических условий или смешении с меловой водой и изменении химического состава будет происходить образование нерастворимых солей в виде осадка. Абсолютное пересыщение по карбонату кальция составляет 52.6 мг/л. Отмечено высокое содержание ионов бария - до 656 мг/л, которые способны при наличии свободных сульфатов создавать трудноудаляемый осадок.

Таким образом, неоднородность пластов-коллекторов по строению системы проводящих каналов и составу включенных вод предполагает в каждом коллекторе индивидуальный процесс по кольматации.

Альбсеноманская вода, применяемая для заводнения с целью подддержания пластового давления, одинакова по составу как на водозаборе на территории АО «Тургай-Петролеум». По своему физико-химическому составу она относится к переходному сульфат-натриевому гидрокарбонат-натриевому типу с минерализацией 1.13-2.68 г/л. Содержание хлора 301-905 мг/л, сульфатов 153-745 мг/л, гидрокарбонатов 122-439, кальция 10-150 мг/л, магния 6-96 мг/л, натрия и калия 425-760 мг/л. Содержание механических примесей достигает 149 мг/л на водозаборе АО «Харрикейн Кумколь Мунай», 25 мг/л на водозаборе АО «Кумколь- ЛУКойл». Нефтепродукты и сероводород отсутствуют. В отдельных пробах водозабора АО «Тургай-Петролеум» обнаруживаются сульфатовосстанавливающие бактерии (СВБ) до - 10 кл/мл. Анализ размера твердых частиц показал, что на водозаборе АО «Тургай-Петролеум» содержится 0.7 % частиц крупностью более 500 мкм, 9.5 % - от 100 до 500 мкм, 0.5 % - от 10 до 100 мкм и 89.3 % - ниже 10 мкм. В единичной пробе обнаружены СВБ в количестве единиц клеток в миллиметре.

При наличии лицензии на водопользование природоохранного объекта, имеющего большое народнохозяйственное значение, каким являются водоносные сенон-туронские горизонты, возможно их применение для поддержания пластового давления, поскольку воды имеют близкий состав с альбсеноманскими водами. Однако при подсчете запасов не рекомендуется использовать в условиях дефицита волы, особенно в зоне полупустынь пресную и слабосоленую воду для технических нужд, если есть альтернативные источники.

Сточная вода представляет собой смесь меловых и юрских вод, которая изменяет свой состав по мере разработки месторождения и включения в эксплуатацию новых объемов того или иного горизонта. Вода относится к хлоркальциевому типу с минерализацией 35-46 мг/л, которая постепенно уменьшается за счет опреснения пластовых вод из-за закачки альбсеноманской воды. В сточной воде содержится хлора 21344-28467 мг/л, сульфатов 14.8-19.9 мг/л, гидрокарбонатов 122-146 мг/л, кальция 1500-2000 мг/л, магния 312-480 мг/л, натрия+калия 11571-15286 мг/л. В воде обнаруживаются сульфатвосстанавливающие бактерии - в количестве от 102 до 105 кл/мл. Содержание нефтепродуктов составляет 52.3 мг/л, а механических примесей 151 мг/л. Причем частиц размером более 500 мкм обнаружено 8%, от 100 до 500 мкм 25.4%, от 10 до 100 мкм 13.3% и менее 10 мкм 53.3%.

Анализ состава сточной воды показывает, что соотношение юрской и меловой пластовых вод в среднем составляет приблизительно 3:7. С вовлечением в разработку юрских горизонтов доля юрской пластовой воды будет увеличиваться, увеличивая карбонатную и сульфатную нестабильность и осадкообразование уже в системе сбора и транспорта нефти.

Закачиваемая вода на участке АО «Тургай-Петролеум» представляет собой смесь альбсеноманской и сточной вод, которые смешиваются в буферной емкости типа ОГ-200 на входе в БКНС. Соотношение объемов вод составляет примерно 80-90% альбсеноманской воды и 20-10% сточной воды. Тип воды переходный - хлор-кальциевый, хлор-магниевый, сульфат-натриевый. Минерализация составляет 4.16-18.39 г/л. Содержит хлора 1964-10885 мг/л, сульфатов 261-535 мг/л, гидрокарбонатов 122-293 мг/л, кальция 160-810 мг/л, магния 54-198 мг/л, натрия и калия 1289-6042 мг/л.

Сульфатвосстанавливающих бактерий 103-104 кл/мл. Нефтепродуктов обнаружено до 31.6 мг/л, мехпримесей - 46.8 мг/л. Доля частиц свыше 500 мкм составила 9%, от 100 до 500 мкм - 23.9%, от 10 до 100 мкм - 11.1% и частиц менее 10 мкм - 56%. Поскольку сточная вода нестабильна, то смешиваемые воды несовместимы по карбонатам. Абсолютное пересыщение составляет 5-14 мг/л. Это приводит к выпадению большого количества нерастворимых солей, что подтверждается расчетами совместимости тройных смесей альб:мел:юра и осмотром образцов, вырезанных из трубопроводов. Расчеты показывают, что смеси меловых и альбсеноманских вод стабильны в любых соотношениях; смеси меловых и юрских вод стабильны лишь при доли меловой воды от 80% и выше у а смеси юрской и алъбсеноманских вод несовместимы. При увеличении доли юрской воды абсолютное пересыщение смеси Ю:А увеличивается от 13.4 мг/л до 52.6 мг/л.

Содержание бария в попутно-добываемой воде приводит к нарушению сульфатного равновесия в смеси с закачкой сульфатной альбсеноманской воды, образуя сульфат бария.

Наблюдаемые снижения приемистости нагнетательных скважин является следствием закачки неподготовленной воды. Так, в закачиваемой воде на территории АО «Тургай-Петролеум» по механическим примесям показатели превышают допустимую величину в 1.56-4.68 раз, а по нефтепродуктам в 1.05-3.16 раза. При этом за счет карбонатной и сульфатной несовместимости образующиеся сульфаты бария и карбонаты кальция усиливают эффект кольматации порового пространства.

Немаловажным является процесс сульфаторедукции, впервые обнаруженный в 1994 году. Активность биогенных процессов была оценена по самоизливу скв. 103. Если в закачиваемой воде содержалось СВБ 10 кл/мл и 3.7 мг/л сероводорода, то в призабойной зоне количество СВБ составляло 103 кл/мл при концентрации сероводорода до 15.6 мг/л. Из призабойной зоны нагнетательных скважин сероводород вместе с водой в составе водонефтяной эмульсии выносится в зоны отбора нефти добывающими скважинами. Наличие сероводорода в добываемой продукции осложняет подготовку нефти, приводит к аварийности подземного и наземного оборудования за счет активизации коррозионных процессов в системе сбора и транспорта нефти.

По содержанию ионов железа (II) в целом вода соответствует предъявляемым требованиям, а закрытая система сбора, подготовки и транспорта нефти и воды должна обеспечивать установленный норматив по растворенному кислороду.

Существующее состояние системы ППД показывает, что имеют место существенные отклонения нормируемых показателей качества воды от требуемых значений.

Необходимо осуществлять постоянный физико-химический и микробиологический контроль закачиваемых в пласт вод и добываемой продукции.

Для подготовки альбсеноманской воды предусматривается установка перфорированной трубы длиной 48 м с сетчатой обмоткой из саржевой сетки и галунного плетения из проволоки диаметром 0.8 мм с последующей гравийной обсыпкой для предотвращения пескопроявления и смягчения гидроударов при включении погружных насосов на входе БКНС располагается буферная емкость, где вода отбирается из верхней части. Эта же схема может быть применена и для подготовки сенон-туронских вод.

Отстой воды в существующем резервуаре (буферной емкости БКНС) и резервуаре сточной воды недостаточен по времени. Для увеличения времени отстоя необходимо установить дополнительный резервуар. Однако существуют и другие альтернативные варианты удаления мехпримесей и нефтепродуктов - это применение флотационной установки с дозированием гидрооксида аллюминия и применением попутно-добываемого газа в качестве рабочего флот-агента. После флотатора возможна установка регенерируемых фильтров, где загрузкой является мраморная крошка, уголь, кварцевый песок и т. п.

Аналогичная система успешно работает на месторождении Тенгиз и будет введена в строй на месторождении Карачаганак.

Для предотвращения осложнений, связанных со снижением приемистости нагнетательных скважин, необходимо разделить закачку альбсеноманской и сточной вод. На начальном этапе такое разделение возможно в пределах одной БКНС - для этого надо один насос (с резервным) перевести на закачку только сточной воды на одну из конкретных ВРП. Менять тип воды в дальнейшем не допускается.

2.2 Техника и технология

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Промышленная разработка месторождения Кумколь ведётся с мая 1990 года, поддержание пластового давления-с 1991 года.

В технологической схеме предусмотрено выделение четырёх эксплуатационных объектов.

По территории АО "Харрикейн Кумколь Мунай" ныне «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» за первое полугодие 1998 года составила 994.37 тысяч тонн, добыча жидкости-1157.25тысяч тонн. Накопленная добыча нефти на 01.07.98 года составила 13044.76 тысяч тонн или 27.6% от начальных извлекаемых запасов лицензионной территории. Средний дебит действующих скважин по нефти состовляет 31.03 т/сут, по жидкости-36.11т/сут и соответствует проектному значению.

С начала разработки эксплуатационный фонд скважин Кумколя составил 287, из них около 90% работали фонтанным способом при среднем дебите одной скважины 39.5 т/сут,по жидкости-54.2 т/сут. Из 187 скважин эксплуатационного добывающего фонда 167 скважин составляют действующий добывающий фонд из которых 30 фонтанных, 57 скважин оборудованных ШГН, 74 скважины оборудованы винтовыми насосами, 6 скважин со спущенными ЭЦН и бездействующий добывающий фонд составляет 20 скважин.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Парафиноотложения

Добыча парафинистых нефтей осложняется в связи с парафиноотложениями, которые могут образовываться в призабойной зоне, в подземном оборудовании скважин, линиях системы сбора и подготовки нефти.

Разгазирование нефти считается одним из важных факторов, оказывающих влияние на выпадение парафина из нефти. Нефть, постепенно теряющая газ, становится более тяжелой, вязкость ее увеличивается, а растворяющая способность, по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких углеводородов, имеющих лучшую растворяющую способность.

При движении нефти от забоя к устью происходит снижение температуры нефти. Это вызывается двумя причинами: передача тепла от нефти в окружающие скважину горные породы и охлаждение нефти вследствие выделения газа.

Понижение температуры нефти до температуры насыщения нефти парафином и далее вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллов парафинов.

Проблема выпадения твердых органических отложений в подземном оборудовании на месторождении существует. С целью удаления и предупреждения парафиноотложений применяются:

тепловой метод - обработки горячей нефтью;

механический метод - парафиноочистки скважин с помощью механических скребков.

Для предотвращения выпадения парафина из нефти применяют химические методы, сущность которых заключается в применении специальных реагентов. Использование реагентов, так называемых ингибиторов парафиноотложений, имеет то преимущество, что позволяет решать проблему с отложениями на всем пути движения добываемой продукции от скважины до перерабатывающего завода.

Действие ингибитора может осуществляться несколькими путями:

- ингибиторы парафинов образуют на поверхности металла защитные гидрофильные пленки поверхностно-активных веществ. Они не оказывают растворяющего или диспергирующего действия на парафины. Их действие основано на создании поверхности, препятствующей прилипанию кристаллов парафина и образованию плотных отложений. Благодаря этому выделяющийся из нефти парафин, даже в случае его осаждения, легко смывается потоком нефти.

- ингибиторы осуществляют воздействие на процесс кристаллизации парафина, заключающееся в образовании химической оболочки из реагента вокруг мелких частиц парафина. Снижается способность частиц парафина прилипать друг к другу и к поверхности оборудования. Парафин находится во взвешенном состоянии и уносится потоком нефти.

В последнее время в мировой практике добычи нефти для борьбы с отложениями парафина на поверхности лифтовых труб и труб нефтесборных нашло широкое применение использование метода магнитно-индукционной обработки (МИОН). В качестве магнитных индукторов используются малогабаритные высокоградиентные постоянные магниты из сплава неодим-железо-бор. Срок сохраняемости параметров МИОНов до 10 лет.

Отложение неорганических солей

В последнее время в ряде скважин месторождения Кумколь (территория Тургай-Петролеум) зафиксированы случаи обнаружения в подземном оборудовании отложения твердых труднорастворимых солей.

Химический состав вод представлен в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Химический анализ состава отложений

Место Отбора	Солевой состав, %
	ВаSO4	SiO2 песок	CaSO4	CaCO3	MgCO3	Fe общ.	Нефть
Узел учета нефти ЗАО “ТургайПетролеум”	76.0	13.7	3.6	2.9	-	0.8	3.0
Скважина 3081	23.3	2.2	-	68.0	3.5	-	3.0

Также в этой таблице приведены данные по химическому составу сточных вод с УПСВ и альбсеноманской воды с водозаборной скважины используемых в системе поддержания пластового давления на месторождении.

Как следует из химического состава приведенного в таблице 2.4 пластовые, и сточные воды относятся к хлоркальциевому типу, практически бессульфатные, но с высоким содержанием ионов бария и стронция до 190 мг/л и 760 мг/л соответственно и с содержанием бикорбанат-иона до 430 мг/л. Альбсеноманская вода относится к сульфат-натриевому типу с содержанием сульфат-ионов до 500 мг/л и гидрокарбонат-иона до 140 мг/л. Основным условием отложений неорганических солей является образование перенасыщенных растворов попутнодобываемой воды. Конкретными причинами отложения неорганических солей служат следующие процессы:

- смешение вод различного состава содержащие осадкообразующие ионы;

- выщелачивание горных пород;

- изменение термобарических условий;

- дегазация попутно-добываемой воды в процессе подъема;

- изменение общей минерализации.

Все указанные процессы реально происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и по-разному сказывается на различные соли. Так, осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения различных типов вод и выщелачивания горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления пластовых вод и в некоторой степени при смешении несовместимых вод.

Большую роль в формировании отложений играют процессы смешения несовместимых вод.

В мировой практике борьбы с солеотложениями при добыче нефти наибольшее распространение имеет метод предотвращения солеотложений их ингибирование небольшими добавками химических веществ, способных замедлять или полностью прекращать процессы кристаллизации малорастворимых неорганических солей из их пересыщенных растворов. К химическим соединениям, обладающими ингибирующими свойствами по отношению, как сульфатным, так и карбонатным солям относятся полифосфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты и соли фосфоновых кислот.

При правильном выборе ингибитора солеотложений и соответственно технологии его применения обеспечивается предотвращение отложений на всем пути движения продукции скважин от забоя до установок подготовки нефти.

На текущий момент в рамках договора “Лабораторные исследования и опытно-промысловые испытания химических реагентов для борьбы с осложнениями на месторождении Кумколь” осуществляется тестирования ряда ингибиторов солеотложений с целью выбора соответствующего условиям месторождения.

К выбору технологии применения ингибиторов необходимо подходить с учетом геологических особенностей месторождений, состава обрабатываемой среды, причин и условий отложения неорганических солей, их состава, места отложения и др. При выборе способов дозирования ингибиторов к ним предъявляются следующие требования: надежность и универсальность; возможность защиты оборудования по всей технологической цепочке; обеспечение стабильной дозировки реагента; простата технологии и оборудования; безопасность в отношении окружающей среды и недр.

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие способы доставки ингибиторов в обрабатываемую зону:

- непрерывная дозировка в скважину с использованием поверхностных дозировочных устройств или глубинных дозаторов;

- периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины через определенные промежутки времени;

- периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта с последующей выдержкой для его адсорбции на поверхности пород;

- непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы.

Обводнённость

На месторождении наблюдается дальнейший рост обводнённости продукции скважин. На 01.07.05 г. с обводненностью свыше 40 % работают 129 скважин, что составляет 55.3 % от действующего фонда.

После изоляции обводнённых горизонтов на скважинах 3086, 32Р, 3078 и 2116 произошло снижение обводнённости, на скважине 1056, 2175 изменений в работе не произошло, на скважине 1083, 2169 обводнённость увеличилась.

Успешно проведены изоляционные работы на скважине 2162, в результате которой произошло увеличение дебита нефти на 14.1 т/сут и снижение обводнённости на 38.1 % и по состоянию на 01.07.05 г. эффект прдолжается. На скважинах 8Р, 3178 и 3099 получен прирост дебита нефти на 2.5-5.5 т/сут и увеличение обводнённости на 20-35 %. На скважине 2116 после закачки инвертной эмульсии «Полисил ДФ» установлен цементный мост в интервале перфорации и вновь перестреляны верхние интервалы. В результате проведенных мероприятий незначительно увеличился дебит нефти, и обводненность снизилась с 93.4 до 75 %.

2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки добываемой продукции скважин

В настоящее время на месторождении Кумколь действующие объекты внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа эксплуатируются по двум основным технологиям: по традиционной схеме с применением ЗУ и ГУ, и по новой технологии с применением манифольдных станций с мультифазными насосами (ДНС).

По состоянию 01.01.09 г. на контрактной территории обустроено 7 манифольдных станций (ДНС №30,37, 39, 40, 41, 42, 43).

По проекту на ДНС производится по скважинный замер дебитов и откачка газожидкостной смеси мультифазными насосами по нефтепроводу.

В таблице 2.8. представлена информация по основному технологическому оборудованию (мультифазным насосам) на ДНС.

В настоящее время имеется “Проект обустройства на ДНС 43”. Завершаются строительно-монтажные работы.

В связи с переходом на технологию сбора с ДНС для новых проектных скважин и после ввода в эксплуатацию УПСВ, где запроектирована вторая ступень сепарации, необходимо будет уточнить газовый фактор нефти.

В таблице 2.8. представлена информация по фактическим условиям сепарации на различных ГУ за 2008 и 2009 гг.

Как видно из таблицы 2.6 фактические значения давлений сепарации по различным ГУ существенно отличаются от проектного значения (6 кгс/см2 абс) и изменяются в широких пределах (от 2.0 до 5.2 кгс/см2 абс.).

Таблица 2.8

Информация о мультифазных насосах на ДНС

№ ДНС	Тип мультифазного насоса	Направление потока
30	А3 2ВВ 63/25-50/25 Б	ГУ-29
37	А3 2ВВ 63/25-50/25 Б	ГУ-28
39	МR-200	УПСВ
40	МR-200	УПСВ
42	МR-200	УПСВ

Таблица 2.9

Условия сепарации добываемой продукции на различных ГУ

№ ГУ	Рбуф, кгс/см2 изб
	2002 г. сентябрь	2001 г. Ноябрь
1	2	3
ГУ-25	1,8	1.0
ГУ-26	1,5	1.4
ГУ-27	0,8	1.5
ГУ-28	3,5	3.2
ГУ-29	2,2	2.8
ГУ-31	2,5	1.1
ГУ-32	1,0	1.1
ГУ-33	1,0	0.8
ГУ-34	3,0	4.2
ГУ-35	3,0	3.0
ГУ-36	2,6	1.0
ГУ-38	1,0	0.7

Для участка месторождения, где обустроена система сбора с технологией ДНС, проблема транспорта газа не стоит за счет его совместного транспорта с нефтью. Для участка обустроенного ГУ запроектированная ранее и обустроенная в настоящее время система газосбора рассчитана на более высокие давления сепарации первой ступени на ГУ, что должно быть учтено при разработке единой концепции дальнейшего развития промысла.

По представленной Заказчиком промысловой информации в таблице 2.9. представлена суточная добыча нефти и средняя обводненность потоков по ГУ и ДНС за сентябрь 2008 г.

Анализ фактических промысловых данных, представленных в таблице 2.10. показал, что обводненность добываемой продукции по объектам сбора изменяется в широких пределах от 0 до 41.5%. В 2009 г. на УУН обводненность общего потока составляла не более 2%, а в настоящее время уровень обводненности по 5 ГУ из 12 составляет более 25%.

Таблица 2.10

Суточная добыча продукции и рост ее обводненности

№ ГУ	Объем добычи по объекту сбора	Данные по замеру общего потока	Обводненность, %
	Qж, м3	Qн, т	Qж, м3	Qн, т
1	2	3	4	5	6
ГУ-25	1177	731	967	595	25.0
ГУ-26	1231	932	1188	898	7.9
ГУ-27	778	430	679	375	32.8
ГУ-28	669	546	665	544	0.3
ГУ-29	1275	1017	1273	1017	2.7
1	2	3	4	5	6
ГУ-31	191	116	215	132	25.3
ГУ-32	113	53	58	28	41.5
ГУ-33	113	66	79	45	30.0
ГУ-34	538	402	576	431	8.8
ГУ-35	628	467	676	502	9.5
ГУ-36	178	142	175	139	3.1
ГУ-38	960	759	891	708	3.6
Итого по ГУ	7851	5661	7442	5414
ДНС-30	445	264	348	207	27.6
ДНС-37	541	444	543	445	0.1
ДНС-39	263	214	196	160	0.7
ДНС-40	635	522	584	479	0.0
ДНС-41	495	404	446	366	0.0
Итого по ДНС	2379	1848	2117	1657

Процесс подготовки нефти до товарной кондиции производится на территории «ПККР» на ЦППН.

месторождение нефтегазоносность пескопроявление скважина

2.3 Эффективные методы борьбы с пескопроявлением на месторождении Кумколь

2.3.1 Факторы, обусловливающие пескопроявление в скважинах

Основным и наиболее часто встречающимся осложнением при эксплуатации скважин на месторождении Кумколь, в том числе при разработке месторождений, является пескопроявление, приводящее к длительному простою скважин, большим затратам времени на их ремонт и, как следствие этого, к значительным потерям продукции.

Пескопроявляющей называют скважину, в продукции которой содержится песок (от долей процента до 1--2 % и более). Скважины с пескопроявлеииями характеризуются тем, что в них периодически образуются забойные песчаные пробки, что возможно при любом способе эксплуатации: насосном, газлифтном и фонтанном. Значительно реже встречаются патронные и висячие пробки.

В связи с тем что породы, пласты-коллекторы на месторождении Кумколь, содержат значительное количество песка ( до 20 %) в добывабщих скважинах, необходимо ожидать пескопроявление, что и было обнаружено в процессе эксплуатации.

При одних и тех же коллекторах наибольшее число неполадок из-за песка происходит в скважинах, оборудованных ШСН. Откачка штанговым насосом жидкости, содержащей песок, приводит к быстрому износу плунжеров, втулок, клапанов и других узлов насоса, к заклиниванию плунжеров в цилиндрах насосов и прекращению подачи жидкости.Это обусловливается тем, что штанговая насосная установка по конструкции является худшим подъемником для жидкости, содержащей песок, чем фонтанный.

Разрушение пород призабойной зоны и вынос твердых частиц (песка) из пласта в скважину представляет собой одну из старейших проблем нефтедобывающей промышленности. Это явление подвергалось тщательному и всестороннему изучению, включающему широко поставленные эксперименты на промыслах. Однако универсального способа борьбы с пескопроявлением не найдено.

Известно, что причиной разрушения коллектора являются напряжения в породе, возникающие при фильтрации жидкостей. С уменьшением скорости фильтрации (дебита скважины) в результате уменьшения депрессии на пласт напряжения снижаются. Поэтому, в принципе, существует возможность избежать разрушения пород призабойной зоны поддержанием дебитов на определенном допускаемом уровне.

Однако в условиях слабоцементированных коллекторов эксплуатация скважин на таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Вследствие этого к ограничению дебитов прибегают сравнительно редко, предпочитая применять те или иные методы борьбы с выносом песка.

Известно, что песок, поступающий вместе с жидкостью из пласта в скважину, приводит к усиленному износу эксплуатационного оборудования; осаждаясь на забоях скважин, образует пробки, ликвидация которых требует трудоемких работ и связана с неизбежными и иногда весьма значительными потерями добычи нефти; приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие этого, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин.

2.3.1.1 Существующие методы борьбы с пескопроявлением. Методы предотвращения поступления песка в скважину

Добиться продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески склонны к разрушению. Механизм выноса песка необычайно сложен, на него оказывает влияние каждая операция при закачивании скважин: от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважин для отбора или закачки.

При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование песчаных пробок в эксплуатационной и лифтовой колоннах скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно используют следующие на данный момент существующие эффективные методы борьбы с пескопроявлением:

- методы, препятствующие поступлению песка из пласта в скважину;

- методы, направленные на вынос песка на дневную поверхность при допустимых отборах жидкости и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах;

- методы сепарации и изоляции песка в специальных защитных устройствах

- методы ликвидации образовавшейся песчаной пробки.

К первой группе методов относится применение забойных фильтров различных конструкций (щелевых, дырчатых, проволочных и т.д.), применение гравийных фильтров, ограничение отбора жидкости, крепление пород призабойной зоны различными цементирующими песок веществами, закачка в призабойную зону крупнозернистого песка и т. д

При использовании методов второй группы создают высокие скорости откачки, подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников (при фонтанной и компрессорном эксплуатации), используют трубчатые штанги при насосной эксплуатации, подлив и подкачку жидкости в скважину и т. д.

К третьей группе методов относится применение различных защитных приспособлений при штанговой насосной добыче нефти (фильтров, газопесочных якорей и т. д.).

К четвертой группе методов относятся различные способы удаления из скважины уже образовавшейся песчаной пробки гидробуром и промывкой ее водой, нефтью и другими жидкостями.

Методы первых трех групп направлены на предотвращение пробкообразования и других неполадок и обеспечение нормальной работы скважин.

Однако в силу ряда обстоятельств (недостаточный объем и эффективность применяемых мероприятий и т. д.) указанные методы не всегда достигают своей цели и в скважинах нередко образуются песчаные пробки, ведущие к срыву эксплуатации. В этих случаях для восстановления эксплуатации приходится прибегать к четвертой группе методов --к ликвидации песчаной пробки.

Одним из эффективных способов борьбы с пескопроявлением является оборудование продуктивных интервалов скважин противопесочными фильтрами

Противопесочные фильтры применяемые в нефтяных скважинах, должны отвечать следующим требованиям :

- должны отвечать высокой пропускной способностью ;

- поры ячеек не должны заливаться или закупориваться песком и илистыми частицами ;

- быть прочными ,антикоррозионными ,дешевыми и проытми по конструкции .

При применении гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной обсыпкой в соответствии с мировой практикой для месторождения Кумколь можно дать следующие рекомендации по конструктивным размерам щелей и диаметру гравия:

-диаметр щелей принимать равным двукратному диаметру 50 % отсева песка (медианный диаметр) или 0,5 мм;

-диаметр гравия принимать равным 8-10 кратному диаметру 90%-ного отсева на кривой гранулометрического состава пластового песка (0,25 мм) или 2,0-2,5 мм.

Один из противопесочных фильтров -гравийные фильтры могут выполнить свое назначение только при правильном подборе размеров зерен гравия с учетом фракционного состава пластового песка. Размер зерен гравия должен быть таким, чтобы через фильтр не выносились из пласта частицы, составляющие скелет породы, т. е. фильтр должен задерживать по массе 70--80 % крупных частиц породы пласта и пропускать не более 20--30 % мелких частиц. При этом условии будет сохранена устойчивость скелета пласта.

Гравийный противопесочный фильтр состоит из наружной трубы 4 с отверстиями 8,служащими для входа жидкости из скважины в фильтр. К трубе 4 в верхнем конце присоединен переводник 3, а в нижнем -седло песочного клапана. Средняя труба 6 с отверстиями 9 приварена к проводнику 3. Верхним концом труба 6 ввертывается в муфту 1 штангового насоса ,а нижним входит в седло 10 песочного клапана фильтра. Внутренняя труба 7 с мелкими отверстиями верхним концом ввертывается через ниппель в конус приемного клапана штангового насоса. Конус 11 песочного клапана прижимается к своему седлу специальной пружиной 12, имеющейся на штоке 13. Пространство 5,образуемой между средней и наружными трубами, заполняется гравием.

Пройдя отверстие наружной трубы 4, жидкость поступает в пространство, заполненное гравием , и, дойдя до отверстия 9, перетекает внутрь средней трубы 6, являющейся сборной камерой. Отверстия 2 служат для выхода газа, скопившегося в верхней части фильтра. Из сборной камеры жидкость через отверстия внутренней трубы поступает в прием штангового насоса. Патрубок 14,имеющей боковые окна, соединяет между собой седло 10 и башмак песочного клапана. При очистке камеры между трубами 4 и 6 или зарядке ее новым гравием отвертывают седло 10. В сборной камере песок , шедший через фильтр, осаждается и по мере накопления, осаждается и по мере накопления сбрасывается а забой.

При применении этого метода борьбы с пескопроявлением важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.

Для выноса мелких частиц необходимо одновременное соблюдение двух условий:

- Размеры пор, образованных крупными зернами песка (или гравия), должны быть больше мелких частиц, выносимых фильтрационным потоком. Соотношение между размерами крупных и мелких частиц породы, при которых возможен вынос мелких частиц, называется структурным критерием

- Скорость фильтрационного потока должна быть достаточной, чтобы не только сдвинуть с места мелкие частицы, но и придать им на весьма малом участке пути скорость, равную средней скорости потока.

-Скорость потока, удовлетворяющая этим условиям, называется критической скоростью выноса (механическим критерием выноса).

Применение щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной конструкции забоя скважин.

Гравийные фильтры могут длительно и эффективно работать при небольшой концентрации песка и ила ( менее 0,2, %) в жидкости либо в скважинах с относительно большим содержанием песка, но эксплуатирующихся периодически.

Проволочный противопесочный фильтр состоит из корпуса с продольными щелями шириной 3-4 мм и длиной 150 мм. На корпус, имеющий наружную резьбу ,наматывают проволоку d2 мм. При этом между проволоки образуется щель шириной 0,25-0,30 мм и длиной 3-4 мм. Проволочные фильтры можно использовать в скважинах с небольшим содержанием песка.

Наряду с остальными методами для борьбы с вредным влиянием песка применяют приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.

В условиях интенсивного пескопроявления для защиты приема насоса рекомендуется газопесочный скважинный сепаратор N-3268 с пружинным противопесочным фильтром и контейнером для сбора песка. Активная часть фильтра регулируется в зависимости от фракционного состава песка и снабжена узлом гидроимпульсной регенерации, обеспечивающим декольлматацию фильтрующего элемента. Сепарационная способность по газу-до 150 мі/ мі свободного газа.

Поставщик предлагаемого скважинного оборудования -малое предприятие “Нефтемикс ”(г.Актау).

За последние годы в нефтепромысловой практике получил довольно широкое распростронение метод борьбы с песком, заключающийся в закачке в пласт (в призабойную зону) грубозернистого песка или даже гравия в смеси с вязкой жидкостью; после задавливания его за колонну в скважину спускают хвостовик или сетку для удержания песка в пласте.

Многочисленные мероприятия по борьбе с песком, применяемые в практике, носят сугубо профилактический характер, т.е. применяются, как правило, до ввода скважин в эксплуатацию и составляют неотъемлемую часть работ по закачиванию скважин. Под этим термином подразумевают все операции по вызову притока жидкости с момента вскрытия продуктивного объекта. Сюда входят:

- разбуривание продуктивного горизонта;

- спуск и цементирование эксплуатационной колонны;

- установка гравийного фильтра (или других фильтров для борьбы с песком);

- освоение скважины.

Осуществление различных профилактических методов борьбы с песком с самого начала ввода скважины в эксплуатации обеспечивает высокую эффективность этих методов.

2.3.1.2 Методы ликвидаций песчаных пробок

Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением.

Технологию очистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой-свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.

Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными.

Существуют три основных метода очистки скважины - удаление песчаных пробок желонками и промывкой и гидробуром. В первом случае в колонну труб на канате последовательно опускают и поднимают желонку - цилиндрическую емкость, снабженную каналами и рядом устройств для захвата материала пробки, например песка, подъема его на поверхность и быстрого опорожнения.

Во втором случае в засоренные подъемные трубы или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность.

В третьем случае для разбуривания плотных пробок применяют инструмент, называемый беструбным гидробуром, который может разбуривать песчаные пробки в скважинах на глубинах до 1000 м.

Необходимо иметь ввиду, что при образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.

Удаление песчаных пробок желонками. Преимущества этого метода-простота применяемого оборудования и процесса очистки, исключения проникновения в призабойную зону пласта технологических жидкостей; возможность очистки скважин с негерметичными эксплуатационными колонными.

Недостатки метода: длительность процесса; возможность протирания эксплуатационной колонны; возможность обрыва каната, на котором спускается инструмент; загрязнение территории вокруг устья скважины извлеченным материалом пробки; невозможность чистки желонкой колонн, имеющих смятие или сломы.

При очистке желонкой скважины она должна быть оборудована подъемником, колонна подъемный труб должна быть поднята и уложена на мостки; рядом с устьем скважины установлен отбойный ящик для сбора материала пробки. Диаметр желонки выбирается исходя из диаметра колонны, в которой образовалась пробка.

Диаметр труб, мм :114 127 140 146 168 и более

Диаметр желонки, мм: 73 89 89 89 114

В зависимости от характера пробки используют следующие типы желонок: для рыхлых пробок -простые, при плотных - поршневые, в специальных случаях - автоматические.

Простую желонку подвешивают на тартальном канате диаметром 16 или 19,5 мм при оснастке талевой системы «на прямую». В процессе работ следует систематически проверять надежность крепления каната к желонке и состояние каната.

Длина каната, намотанного на барабан лебедки, должна быть такой, чтобы при самом нижнем положении желонки в скважине на барабане оставалось бы не менее одного ряда каната. Простая желонка представляет собой трубу диаметром 73-114 мм и длиной 8-12 м с тарельчатым или шариковым клапаном на нижнем конце и душкой для крепления каната на верхнем конце. Хотя желонки подобной конструкции малоэффективны, но из-за простоты конструкции их часто применяют на промыслах.

В процессе работы желонку опускают на канате со средней скоростью. За 10-15 м до пробки скорость увеличивают и желонка врезается в пробку, клапан в нижней части открывается и песок вместе с жидкостью заполняет ее внутренний объем. Для надежного закрытия клапана желонку отрывают от забоя на максимальной скорости подъема.

Подняв желонку из скважины, ее с помощью крючка отводят от устья к отбойному ящику, в дне которого укреплен стержень. Установленный на стержне клапан открывается, и песок вместе с жидкостью стекает в ящик. Освобожденную желонку опускают в скважину и повторяют процесс ее заполнения.

Поршневые желонки отличаются от простых наличием в них поршня,установленного на штоке, свободно проходящем через верхнюю крышку корпуса. Шток поршня должен быть достаточно массивным, чтобы обеспечить его движение вниз относительно корпуса желонки при провисании каната. Для амортизации удара на шток надеты две пружины - одна снаружи, другая внутри корпуса.

Для обеспечения перетока жидкости из поршневой полости в надпоршневую в поршне имеется ряд осевых каналов, закрытых сверху эластичной шайбой. Клапан в нижней части желонки снабжают штоком с пикообразным наконечником.

При достижении желонкой забоя клапан открывается, а поршень опускается вниз, пока верхняя пружины не упрется в пробку.

Во время подъема каната сначала начинает двигаться вверх поршень, в результате давление под поршнем уменьшается и песок с жидкостью через открытый клапан засасывается внутрь корпуса. После отрыва корпуса желонки от забоя клапан закрывается и предупреждает освобождение желонки от песка.

Для хорошего наполнения желонки ее несколько раз сажают на забой, опуская поршень в нижнее положение.После подъема желонки на поверхность ее крючком отводят к отбойному ящику, опирают штоком клапана на его дно. После вытекания жидкости с песком процесс повторяют.

Автоматическая желонка имеет более сложное устройство. Принцип ее действия основан на использовании двух герметичных камер - воздушной и песочной. Эти камеры имеют герметичные клапаны. Приемный клапан при достижении желонкой песчаной пробки открывается и, поскольку давление в скважине значительно превышает давление воздуха во внутренней полости желонки, песочная камера интенсивно заполняется материалами, образовавшими пробку. При заполнении песочной камеры воздух, находящийся в воздушной камере, сжимается, при подъеме желонки на поверхность давление в ней сохраняется и поддерживается на уровне 1 МПа.

После извлечения желонки из скважины ее отводят в сторону от скважины и устанавливают в отбойный ящик. При открытии нижнего спускного отверстия содержимое желонки давлением сжатого воздуха, находящегося в воздушной камере, интенсивно вытесняется из внутренней полости песочной камеры желонки. Во время открытия спускного отверстия под действием реактивной силы желонка смещается вбок, поэтому ее необходимо надежно упереть в дно ящика-отбойника и предусмотреть меры, исключающие попадание выбрасываемого содержимого желонки на рабочих.

Автоматические желонки работают тем лучше, чем выше столб жидкости в скважине над пробкой. Однако эффективность их работы в основном зависит от герметичности клапанов. Даже незначительная утечка воздуха или жидкостно-песочной смеси приводит к резкому уменьшению степени ее наполнения и скорости опорожнения.

.Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой промывкой.

При таком методе по мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже с таким расчетом, чтобы их башмак все время находился непосредственно над пробкой.

Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, стояк, гибкий шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой поднимается по межтрубному пространству и выливается в ящик, установленный у устья скважины, откуда течет по желобам.

По мере размывания пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг или фланец на трубах не дойдет до устья скважины. После этого продолжают прокачку, пока из затрубного пространства не будет выходить сравнительно чистая жидкость. Тогда наращивают новую трубу или двухтрубку в зависимости от высоты вышки.

Существенным недостатком прямой промывки, значительно снижающим ее эффективность, является сравнительно низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх. При большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока жидкости может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка

Скоростная промывка предусматривает такое же, как и при простой промывке, направление потоков жидкости, но позволяет ускорить разрушение пробки за счет исключения полного выноса печка из кольцевого пространства между НКТ и промывочными трубами перед ее наращиванием.

Это достигается при включении в специальную обвязку промывочной головки 15, которая позволяет после посадки на нее трубы и отсоединения вертлюга восстановить циркуляцию жидкости в течение времени, пока очередная труба не будет подготовлена для наращивания. В результате перерыва в циркуляции жид кости обусловлены только временем развинчивания и свинчивания резьбового соединения колонны промывочных труб, а количество песка, осажденного на пробку, незначительно.

В процессе промывки жидкость от насоса через задвижки 21, 19, стояк, промывочный шланг 7 и вертлюг 9 поступает в колонну промывочных труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш 16 (показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты 18 на вкладыш 16. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке 15 закрепляется крышка 17. Открыв кран 14, и закрыв кран 19, 21 возобновляют промывку, однако теперь жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный шланг и вертлюг.

Подготовив очередную трубу к спуску, т.е. соединив патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо остановкой насоса, либо открытием кранов 21,20 и закрытием кранов 14, 19. Крышку 17 с головкой 15 снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной трубы, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, промывочный шланг, вертлюг и новую трубу.

Обратная промывка скважин предусматривает закачку жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и промывочными трубами и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки.

Схема обвязки устья включает в себя промывочную головку 22 для герметизации устья скважины. Промывочная головка крепится к фланцу тройника и крестовика и состоит из корпуса, в котором установлено манжетное уплотнение 23. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропускать муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промывочная жидкость направляется от насоса через патрубок, приваренный к корпусу головки, или через крестовик.

Предварительный натяг манжеты и давление жидкости прижимают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая таким образом герметичность внутренней полости, что позволяет спускать трубы при постоянной циркуляции жидкости.

Для обеспечения свободного пропуска муфты через уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, уменьшая таким образом предварительный натяг уплотнения.

Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту, опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная головка соединяется шлангом с обвязкой.

После спуска крюка в нижнее положение проводят промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной промывки меньше, чем прямой.

После появления чистой воды колонну промывочных труб наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.

Обратная промывка позволяет обеспечить более эффективный вынос песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения пробки.

Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:

- при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации песчаной пробки.