Чем устанавливается допустимое понижение уровня бпж в скважине

Особенности регулирования плотности БПЖ

В буровой практике возникает необходимость как снижения, так и повышения плотности БПЖ, в основном при вскрытии продуктивных пластов с аномально низким (АНПД) и аномально высоким (АВПД) пластовыми давлениями. Коэффициент аномальности К_а определяется как отношение пластового давления Р_пл к гидростатическому давлению столба пресной воды на глубине кровли пласта (см. раздел 9.5, формула (9.19)).

Принято считать пластовые давления аномально низкими и аномально высокими при К_а 1,2 соответственно.

В то же время, в связи с истощением продуктивных пластов, зачастую требуются плотности промывочных жидкостей р = 0,8 — 1,0 г/см , для чего необходимо иметь доступные средства облегчения промывочных жидкостей до указанных плотностей.

Снижение плотности БПЖ в современной технологии строительства нефтегазовых скважин осуществляется тремя методами:

• — аэрацией промывочных жидкостей воздухом, азотом, отработанными газами ДВС, природным газом при условии обеспечения взрыво и пожаробезопасности;
• — вводом углеводородных жидкостей пониженной плотности, в частности отходов производств растительных и минеральных масел, нефти и некоторых продуктов ее переработки при условии экологической и пожарной безопасности;
• — вводом наполнителей типа полимерных, алюмосиликатных или натрийборосиликатных (стеклянных) микросфер, или генерацией микропузырьков (афронов) в процессе циркуляции раствора.

Методы получения облегченных промывочных жидкостей аэрацией и вводом углеводородных жидкостей рассмотрены при изучении аэриро ванных и эмульсионных промывочных жидкостей и пен.

Применение микросфер для получения облегченных БПЖ имеет некоторые особенности. В частности, ввод микросфер в водные промывочные жидкости не позволяет получать значительного снижения их плотности из-за трудностей обеспечения седиментационной устойчивости системы. В то же время применение микросфер является перспективным благодаря их хорошей закупоривающей способности. Некоторые сведения по микросферам приведены ниже. В таблице 9.18 приведена характеристика выпускаемых промышленностью микросфер по плотности, а в таблице 9.19

— параметры исходного и облегченного микросферами биополимерного промывочного раствора.

Плотность микросфер различных марок

Производитель

ЗАО «Гранула», Россия

Компания «ЗМ», Франция

Параметры пресных облегченных промывочных растворов

Параметры раствора

Значения параметров при содержании облегчающей добавки, %

Микросферы, выпускаемые ЗАО «Гранула», — алюмосиликатные (АСПМ), а компанией «ЗМ» — натрийборосиликатные (НБСМ). Последние отличаются большей прочностью, несколько меньшим размером, однако оии более дороги. Преобладающий размер фракций АСПМ от 80 до 350 мкм.

Из таблицы 9.19 видно, что стеклянные микросферы более эффективны для снижения плотности исходного раствора, чем АСПМ, на остальные параметры эти микросферы влияют примерно одинаково.

Применение облегченных микросферами промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов в условиях пониженных пластовых давлений на промыслах Западной Сибири позволило увеличить начальные дебиты скважин и коэффициенты удельной продуктивности. Облегченные микросферами промывочные жидкости, по данным экспериментальных исследований, обеспечивают коэффициент восстановления проницаемости на 72-85%.

Утяжеление промывочных жидкостей вызвано необходимостью создания противодавления на стенки ствола при опасности течения солей, осыпей и обвалов горных пород и, главным образом, при вскрытии пластов с АВПД.

Все средства утяжеления растворов по плотности делят на три группы:

• — до 3 г/см 3 ;
• — от 3,5 до 5 г/см 3 ;
• — более 6,5 г/см 3 .

Чем выше плотность утяжелителя, тем выше его утяжеляющая способность, которую ориентировочно оценивают как плотность утяжелителя, деленная пополам.

К утяжелителям предъявляются следующие требования:

• — максимальная утяжеляющая способность;
• — минимальное содержание примесей (солей, глины);
• — требуемая тонкость помола;
• — минимальная абразивность, обычно оценивается по шкале Мооса;
• — каталитическая и адсорбционная инактивность;
• — немагнитность;
• — минимальная влажность.

В нормах на утяжелители некоторые требования (тонкость помола, содержание примесей, влажность) имеют количественную оценку.

Требование максимальной утяжеляющей способности (УС) связано с расходом утяжелителя: чем выше УС, тем меньше потребное количество утяжелителя. Ограничение содержания примесей и требование адсорбционной неактивности связаны с опасностью сильного загущения промывочной жидкости. Ограничения по тонкости помола касаются, прежде всего, крупных частиц, характеризующихся повышенной абразивностью и низкой седиментационной устойчивостью. Каталитическая инактивность означает устойчивость утяжелителя против его разложения в забойных условиях с выделением газообразных агентов, а возможно и токсичных веществ. Требование минимальной абразивности связано с защитой от износа поршневой и клапанных групп буровых насосов, гидравлических забойных двигателей, долот, бурильных и обсадных колонн. Если утяжелитель обладает магнитными свойствами (например, магнетит), возрастает прихватоопасность в скважинах. Минимальная влажность утяжелителя необходима для предупреждения замерзания в зимнее время, слеживания его при транспортировке и хранении.

Некоторые характерные данные по используемым в буровой технологии инертным утяжелителям приведены в таблице 9.20, а в таблице 9.20 приведена характеристика водорастворимых солей.

Какова основная функция дегазатора?

+ Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП. Выбор схемы противовыбросового оборудования.

— Установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.

— Обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.

Что происходит с объемом бурового раствора в наземном резервуаре при

Вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины?

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

Осложнения при ГНВП могут возникнуть вследствие:

+ Поступления в скважину флюида в объеме, превышающем предельное значение.

При проведении какой технологической операции происходит большинство притоков пластового флюида?

Какова основная функция дросселя?

— Отделение газа от бурового раствора

+ Регулирование давления в скважине при ГНВП

— Герметизации устья скважины В скважине производится вымывание пачки газа.

В какой момент давление в кольцевом пространстве начнет снижаться?

— При начале циркуляции

+ При выходе ее из скважины

— При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины

При ГНВП?

+ Избыточное давление в бурильных трубах

— Гидродинамическое давление в бурильных трубах

Чем устанавливается допустимое понижение уровня БПЖ в скважине?

— Распоряжением бурового мастера

— Приказом по предприятию

Кто допускается к работам на скважинах с возможными ГНВП?

— Рабочие и специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

+ Рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

— Специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

Что показывает манометр на устье после закрытия скважины при ГНВП?

— Избыточное давление в бурильных трубах

+ Избыточное давление в кольцевом пространстве

Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?

— Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО

+ Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ

— Путем установки цементных или баритовых пробок

Какое оборудование применяется для регулирования давления при ГНВП?

Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

Что называется грифоном?

— Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом

— Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине

— Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту

— Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту

+ Проявление пластового флюида вне устья скважины

Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время спуско- подъемных операций (СПО)?

+ Способ ожидания и утяжеления.

— Способ непрерывного глушения.

Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?

Что используется при вымыве флюида для управления давлением в скважине

Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное , максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

При ликвидации газопроявлений избыточное давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины, тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне снижается, но одновременно происходит и нарушение равновесия в скважине — забойное давление становится ниже пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Но так как пик давления в колонне обычно кратковременный, то через некоторое время создаются условия вновь прикрыть дроссель (вторая стадия) и промывать скважину до следующего пика давления , который обычно бывает слабее, и т.д. до тех пор, пока не станет возможным управлять скважиной — сумма гидростатического давления столба утяжеленного бурового раствора, смешанного с пластовым флюидом, и избыточного давления в колонне не станут равными пластовому давлению. Метод ступенчатого глушения скважины по сути дела является методом подготовки скважины к глушению одним из способов метода “уравновешенного пластового давления”.

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р _из.т + DР £ Р_гп — rgh т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью.

Промывку производят при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.

Следят за тем, чтобы выходящий из скважины буровой раствор был полностью дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.

На рис. 1 показана последовательность операции при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах.

Вымыв флюида утяжеленным буровым раствором в течение одного цикла циркуляции. Давление на забое можно поддерживают постоянным путем непрерывного понижения давления в колонне, бурильных труб от Р_н до Р_к. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

На рис. 2 показаны различные стадии этого способа с указанием давления колонне бурильных и обсадных труб (предполагается что пластовой флюид — газ, а промывку осуществляют утяжеленным буровым раствором).

Утяжеление бурового раствора и вымыв флюида в течение нескольких циклов. При вымыве флюида в течение нескольких циклов рассчитывают необходимые промежуточные давления циркуляции.

Увеличение плотности раствора от r_I до r₂ на любом цикле соответствует понижению давления DР_I = Р_нI — Р_н2 и его определяют по формуле:

Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора (рис. 2 ).

Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.

Глушение осуществляется в течение 3-х циклов промывки при последовательном утяжелении бурового раствора от r_н до r₁ ,от r₁ до r₂ и от r₂ до r_к.

Для поддержания ритма работы в процессе утяжеления бурового раствора целесообразно увеличение плотности раствора производить введением одинакового количества утяжелителя на каждой стадии.

При отсутствии промывки скважину контролируют по давлению в бурильных трубах, поддерживая его постоянным и не допускают его роста выше Р_из.т. + DР установившегося сразу же после закрытия скважины.

Циркуляцию восстанавливают при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения.

Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе чаще всего свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением. При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих свойств буровых растворов. При слабых притоках глушение начинают путем промывки скважин с противодавлением в затрубном пространстве равным DР. Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостаточном избыточном давлении в затрубном пространстве. Поэтому, последовательно повышают Р_из.к на 1,0-1,5 Мпа и продолжают промывку до тех пор, пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле:

где Р_из.к — избыточное давление в обсадном колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюида в скважину, Мпа ;

· Р_г.с.к. — гидравлическое сопротивление в затрубном пространствескважины, Мпа.

Допустимые давления в обсадной колонне при глушении ГНВП.

Давление на устье имеет два ограничения:

· рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования или прочность последней обсадной колонны ;

· давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны.

Вероятность гидроразрыва однородных пород наивысшая в наиболее слабом участке, т.е. в верхней части необсаженного ствола скважины.

В процессе вымыва газового флюида буровым раствором начальной плотности при поддержании постоянного давления на забое давление у башмака обсадной колонны или на любом участке:

а) возрастает пропорционально росту высоты столба газа в затрубном пространстве до тех пор, пока газ не достигнет этого участка;

б) понижается при прохождении газом этого участка;

в) остается постоянным после того, как газ прошел этот участок.

Указанное относится и к обсадной колонне, в которой могут иметь место слабые участки ( стык колонны, башмак, секция с наименьшей прочностью).

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии — стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления.

На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором — цель иная — освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой , так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя — при росте давления его приоткрывают, при снижении — прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

· Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.

· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

· Следующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут . Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.

· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.

· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости V_o. V_o является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Р_{из. т} можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 — 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.

После замера и регистрации Р_из.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Достигается это разными путями — уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.

“Половинная скорость” подачи обычно приемлема , поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля , снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Однако следует заметить , что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

где Рr.c — давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см.кв;

n — отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн = Риз.т + Р”r.с + 5 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчетному.

Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется , когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.

После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.

На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени — до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или расчитывать гидравлические сопротивления.

Запомните! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается постоянным при постоянной подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

Стадия 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Рпл = pн * Н * 0,1 + Риз.т

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз.т +yp.

При этом обязательно, чтобы

где q — объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м.куб.

МЕТОДИКА НЕПРЕРЫВНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

При ликвидации газовых и газожидкостных проявлений существует возможность глушения скважин в один цикл циркуляции при меньшем избыточным давлении в колонне. Это достигается при использовании способа непрерывного глушения скважин.

Ниже даны некоторые необходимые пояснения.

Все необходимые для глушения скважины параметры Q, Рн,Рк, рк определяют по тем же зависимостям , что и в “двухстадийном” способ. Так же ведут работы по закрытию скважины, замерам Риз.т, Риз.к и др.

Разница состоит в процедуре выхода на конечное давление циркуляции , т.е. напостоянное давление в бурильных трубах, при котором ликвидируют проявление.

Существует два варианта.

Основной. Для его осуществления необходимы некоторые построения.

В графике “Рабочего листка глушения скважины” на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Рн и Рк, и соединяют их прямой линией.

В графике “а” этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от pн до pк, через равномерные интервалы значения плотности.

В графы “б” и “в” вносят фактический объем закачанного в скважину бурового раствора Vф при котором плотность достигла соответствующей величены, и объем закачанного в скважину бурового раствора + объем бурильных труб Vб.т. Величина Vф + Vб.т показывает объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту.

Если при глушении скважины расчеты заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки или по числу двойных ходов насоса, то в графы “б” и “в” вносят соответсвенно фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответсвующей графе величины (или суммарное число ходов), и фактическое время закачки (число ходов) + время (число ходов), необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса.

Графы “б” и “в” заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности буровог раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах. Допустим, что при достижении плотности раствора р8 в скважину было закачено V8 м.куб. раствора. Тогда в графе “в” находим равную V8 сумму Vi + Vб.т и соответствущую ей плотность , т.е. определяем , какой плотности раствор находится в д а н н о е время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна (р8+рt)/2. По этой величине находят в графе “а”соответствующую этой частности плотность. Затем на графике изменения давления определяют, какие необходимо поддерживать давления в бурильных трубах после закачки V8 м.куб. бурового раствора. На рисунке показано, что V8 равно V4+Vб.т. Среднее значение между р8 и р4 равно р6, значит давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р6.

Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между рн и рi — фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью рк процедура определения средней плотности (и, значит, текущего давления в трубах) сводится к осреднению рк с тем рi, которому в данное время соответствует (Vi + Vб.т), равное по величине общему объему закачки.

После выхода на режим глушения с постоянным давлением дальнейшие работы при ликвидации проявления способом непрерывного глушения скважин ведутся аналогично двухстадийному способу глушения. Графики изменения давления в трубном и затрубном пространстве показаны на рисунке.

Весьма распространен вариант способа непрерывного глушения скважины, когда закачивают имеющийся в запасе утяжеленный буровой раствор сразу после закрытия скважины. Этот способ одинаков со способом “ожидания и утяжеления”, но отличается от него отсутствием фазы “ожидания”, когда скважина закрыта без промывки, а газ всплывает по затрубному пространству, внося погрешности в определение пластового, забойного и другие помехи.

При осуществлении этого способа характер изменений давления от Рн к Рк определяют расчетным путем и с помощью графика в “Рабочем листке по глушению скважин”.

Конечное (постоянное) давление циркуляции можно определить и опытным путем. Делается это так же , как и при двухстадийном способе: во время закачки утяжеленного бурового раствора, равного обьему бурильных труб, давление в затрубном пространстве держат постоянным. После прокачки Vб.т фиксируют давление в бурильных трубах, которое и принимают равным рк. Процедура эта очень простая, но осуществлять ее при ликвидации газопроявлений нужно крайне осторожно, так как прокачиваемый без расширения газ может внести существенные помехи, во время определения Рк. Этот метод определения Рк не рекомендуется для малогабаритных глубоких скважин и в случае газопроявлений с небольшой глубины. В этом случае используют расчетный метод определения Рк.

Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса — «жидкость глушения», свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

— жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

— фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

— жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

— жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

— жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

— жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

— содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

— подтоварной водой (технической);

— водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

2 способ — глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии)

3 способ — объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 — 1350 кг/м 3 . На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3-6 м 3 .

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

где: g_жг — плотность жидкости глушения, г/см 3 ;

Р_пл — текущее пластовое давление, атм;

К_з — коэффициент запаса, равный 1.10;

Н — глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины — от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

· Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 /м 3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

· Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

· При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

· На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) — с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

где: Р_изб — избыточное давление на устье скважины, атм.

· На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

· Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см 3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор Хлористого кальция	До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

· Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

где: М_р — количество реагента, кг;

g_р — удельный вес реагента, г/см3

(g_жг — удельный вес жидкости глушения, г/см3

g_в — удельный вес воды, используемой для приготовления жидкости глушения, г/см 3

V_р — требуемый объем жидкости глушения, м 3

Удельные веса NaCl — 2,15 г/cм 3 (2 150 кг/м 3 )

CaCl₂ — 2,20 г/см 3 (2 200 кг/м 3 )

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1».

· Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см 3 .

Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления

Метод косвенного контроля забойного давления

Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление.Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

Методы ликвидации проявлений

Метод уравновешенного пластового давления

В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.

При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т. е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.

2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.

При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление , что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

3-ий способ, или способ “двухстадийного глушения скважины”.

4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.

Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы, то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.

Метод ступенчатого глушения скважины

Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Методика двухстадийного глушения скважин

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м. куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

• Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.
• Остановите насос (цементировочный агрегат).
• Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.
• Закройте превентор.
• Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.
• Следующей операцией является регистрация давлений.
• Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.
• Запишите:

• Избыточное давление в бурильной колонне Риз. т.
• Избыточное давление в затрубном пространстве Риз. к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости Vo. Vo является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз. к обычно больше Риз. т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.После замера и регистрации Риз. к, Риз. т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.Значение гидравлических сопротивлений Рг. c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз. т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг. с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгссм. кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчетному.Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.После регистрации давлений Риз. т Риз. к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз. т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз. т +yp.Н 0,1

При этом обязательно, чтобы

Какова основная функция дегазатора?

+ Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП. Выбор схемы противовыбросового оборудования.

— Установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.

— Обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.

Что происходит с объемом бурового раствора в наземном резервуаре при

Вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины?

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

Осложнения при ГНВП могут возникнуть вследствие:

+ Поступления в скважину флюида в объеме, превышающем предельное значение .

При проведении какой технологической операции происходит большинство притоков пластового флюида?

Какова основная функция дросселя?

— Отделение газа от бурового раствора

+ Регулирование давления в скважине при ГНВП

— Герметизации устья скважины В скважине производится вымывание пачки газа.

В какой момент давление в кольцевом пространстве начнет снижаться?

— При начале циркуляции

+ При выходе ее из скважины

— При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины

+ Избыточное давление в бурильных трубах

— Гидродинамическое давление в бурильных трубах

Чем устанавливается допустимое понижение уровня БПЖ в скважине?

— Распоряжением бурового мастера

— Приказом по предприятию

Кто допускается к работам на скважинах с возможными ГНВП?

— Рабочие и специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

+ Рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

— Специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

Что показывает манометр на устье после закрытия скважины при ГНВП?

— Избыточное давление в бурильных трубах

+ Избыточное давление в кольцевом пространстве

Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?

— Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО

+ Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ

— Путем установки цементных или баритовых пробок

Какое оборудование применяется для регулирования давления при ГНВП?

Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

Что называется грифоном?

— Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом

— Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине

— Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту

— Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту

+ Проявление пластового флюида вне устья скважины

Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время спуско- подъемных операций (СПО)?

+ Способ ожидания и утяжеления.

— Способ непрерывного глушения.

Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?

+ Трубные плашки, резиновое уплотнение

— Фиксатор наружного цилиндра

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Гидрогеологические и гидравлические расчеты водозаборных скважин

В основу гидрогеологических и гидравлических методов расчетов положены ос­новные закономерности движения грунтовых вод с учетом принятой схемы расположе­ния скважин, гидрологических характеристик водоносного пласта и условий водоотбора.

В качестве исходной величины принимают необходимый расчетный суточный рас­ход насосов первого подъема, назначаемый с учетом расхода воды на собственные нуж­ды водозабора и очистной станции по совмещенному графику работы очистной станции (если таковая имеется) или по часовому графику водопотребления объекта водоснабже­ния, и проектируемому графику работы скважинных насосов в течение суток.

Дебит (расход) одной скважины во многом зависит от принимаемой величины до­пустимого понижения статического уровня воды в нем. Допустимое понижение уровня подземных вод S в любой точке водоносного горизонта в сложных гидрогеологических условиях (неоднородность водовмещающих пород, особые условия подпитки, возмож­ное истощение и т.д.) должно определяться моделированием. Для безнапорных водо­носных горизонтов:

где М-мощность естественного безнапорного водоносного горизонта, м; Q-суммарный дебит водозабора, м 3 /сут; К_ф — коэффициент фильтрации водоносных пород, м/сут; φ — гидравлическое сопротивление, зависящее от условия залегания подземных вод и взаимовлияния скважин (их месторасположения по отношению друг к другу).

Для напорных водоносных горизонтов величина понижения уровня подземных вод в любой точке водоносного горизонта рассчитывается по формуле:

где т — мощность напорного водоносного горизонта, м; К_ф — коэффициент водопроводимости грунта.

Для строительства и надежной последующей эксплуатации подземных водозабо­ров с помощью скважин в процессе проектирования определяют: водозахватную спо­собность скважин Q_c в конкретных гидрогеологических условиях, в местах расположе­ния водозабора; величину понижения статического уровня S, исходя из технико-эконо­мических соображений и рационального режима эксплуатации водоносного горизонта; тип фильтра, его конструкцию и размеры; подбирают марку насоса; конструируют сква­жину, оголовок; компонуют водозаборный узел, предварительно определив число сква­жин, их расстояние друг от друга и метод транспортировки воды по общему водоводу в сеть или на очистную станцию. Расчетные схемы совершенных скважин в водоносных пластах приведены на

Приток воды к скважинам зависит от гидродинамической и гидрогеологической ха­рактеристики водоносного пласта, радиуса скважин r принятого понижения уровня воды в них при откачке S.

Рис. 10.1 Расчетные схемы совершенных трубчатых колодцев при заборе воды из водоносного пласта: а — напорный пласт; б — безнапорный пласт

При установившемся движении напорного потока и совершенной скважине (вскрывающей водоносный пласт на полную его мощность) приток воды к ней опреде­ляют по формуле Дюпюи:

, м 3 /сут, (1.4) где К_ф – коэффициент фильтрации, м/сут, водоносного пласта (табл.10.1); т — мощность водоносного пласта, м; r и R — соответственно радиус скважины и радиус влияния депрессионной воронки, м; S — понижение уровня воды в скважине при откачке, м.

Коэффициент фильтрации К_ф, радиусы влияния и коэффициенты водоотдачи μ для безнапорных водоносных пластов

Водоносные породы	Диаметр частиц, мм	Кф, м/сут	R,м	μ
Глинистые грунты, суглинки	0,01-0,1	0,01-0,05
Пески пылеватые, супеси	0,01-0,05	0,1-1,0	0,1-0,15
Пески:
тонкозернистые	0,05-0,25	0,1-10,0	25-100	0,15-0,20
средней крупности	0,25-0,5	10-25	100-300	0,20-0,25
крупные	0,5-1,0	25-75	300-400	0,25-0,3
гравелистые	1-2	50-100	400-500	0,3-0,35
Гравий:
мелкий	2-3	75-100	400-600	0,3-0,35
средний	3-5	100-200	600-1500	0,3-0,35
крупный	5-10	200-300	1500-3000	0,3-0,35
Известняки	—	20-50	150-400	0,05-0,1
Песчаники	—	10-20	100-300	0,001-0,03

Для несовершенной скважины, питаемой напорными водами:

где Z₁ — фильтрационное сопротивление несовершенной скважины, зависящее от соот­ношения длины водоприемной части скважины и мощности водоносного пласта, а так­же от соотношения мощности пласта и радиуса скважины; Z₂ — обобщение сопротивле­ния фильтра и прифильтровой зоны водоприемной части скважины, зависящее от типа фильтра и характеристики контактируемых пород.

Расчетные схемы несовершенных скважин в напорном (а) и безнапорном (б) водо­носных пластах приведены на рис. 10.2

.

Рис. 10.2. Расчетные схемы несовершенных трубчатых колодцев при заборе воды из водоносного пласта: а — напорный пласт; б — безнапорный пласт

Значения т, К_ф, R, Z₁, Z₂ устанавливают специальными гидрогеологическими изы­сканиями. При их проведении уточняют также значение удельного дебита скважины q_уд — расхода воды при понижении статического уровня воды при откачке на 1 пог. м.

Для несовершенной скважины, питаемой безнапорными водами, приток воды к ней определяют по формуле:

где (2Н -S) = т_р — мощность безнапорного водоносного пласта во время откачки, м;

H — высота слоя безнапорного водоносного пласта, м.

Понижение уровня воды в скважине S для безнапорных водоносных пластов реко­мендуется принимать с учетом допустимого понижения уровня воды в пласте S_доп:

где H_в — высота столба воды в скважине до откачки, м; h_H — максимальная глубина по­гружения нижней кромки насоса под динамический уровень воды, м; h_ф — потери напо­ра на входе воды в скважину из водоносной породы, м.

Для напорных водоносных пластов величина S_доп определяется с учетом допусти­мого понижения напора в пласте:

где т — мощность водоносного пласта, м.

Потери напора на входе воды в скважину из водоносной породы рекомендуется оп­ределять по формуле С.К. Абрамова:

где α — коэффициент, учитывающий конструкцию фильтра (для дырчатых, щелевых и каркасно-стержневых фильтров 0,06-0,08; для сетчатых и проволочных фильтров 0,15-0,25; для гравийных фильтров 0,12-0,22); Q — производительность скважины, м 3 /сут; F_ф — рабочая площадь поверхность фильтра, м 2 .

Производительность одной скважины при принятом допустимом понижении стати­ческого уровня воды при откачке S_доп и установленном в процессе опытных откачек удельном дебите q₀ в м 3 /ч на 1 п.м определяется по форму

Для приближенных расчетов рекомендуется принимать следующие значения удель­ных дебитов в напорных водоносных пластах:

песок тонкозернистый: (d = 0,05-0,1 мм) q₀ 0,5 м 3 /час

песок мелкозернистый: (d =0,1-0,25 мм) q₀ = 2-4 м 3 /час

песок среднезернистый: (d = 0,25-0,5 мм) q₀ = 4-8 м 3 /час

песок крупный с примесью гравия: (d = 0,5-2,0 мм) q₀ = 10-12 м 3 /час

Для безнапорных вод зависимость S =f(Q) имеет криволинейный характер и опи­сывается уравнением:

где α и β — безразмерные коэффициенты, определяемые по результатам опытных откачек. Выбор водоносного пласта, который предполагается эксплуатировать для обеспе­чения водопотребности объекта водоснабжения, производится в следующем порядке:

— сравниваются показатели качества воды каждого водоносного пласта с норматив­ными требованиями;

— для каждого водоносного пласта делается вывод о величине дебита и возможнос­ти обеспечить водопотребление объекта водоснабжения;

-составляется общее заключение о возможности эксплуатации каждого из обсле­дованных пластов и производится выбор эксплуатационного пласта. Если по предвари­тельным данным такой выбор сделать невозможно, рассматриваются различные варианты скважинного водозабора, производится технико-экономические сравнение этих ва­риантов и делается окончательный выбор эксплуатационного пласта. При других рав­ных условиях наиболее подходящим для эксплуатации является водоносный пласт, ко­торый содержит воду наилучшего качества, имеет большой удельный дебит и располо­жен ближе других к поверхности земли.

Количество проектируемых рабочих эксплуатационных скважин определяется из условия обеспечения суточной водопотребности объекта водоснабжения Q_ов с учетом расхода на собственные нужды водозабора и очистной станции по формуле:(1.12)

где t — продолжительность работы скважины в течение суток, час.

Проектируемые скважины следует располагать так, чтобы расстояние между ними было минимальным, но с учетом их возможного взаимодействия. Величиной, определя­ющей допустимое расстояние между скважинами, является радиус их влияния R, кото­рый при отсутствии эксплуатационных и экспериментальных данных можно прибли­женно определить по зависимостям (1.13) и (1.14):

Для безнапорных вод по формуле И.П. Кусакина:

Для напорных вод по формуле В. Зихардта:

При наличии сведений о гранулометрическом составе водоносного грунта и коэф­фициенте фильтрации, радиус влияния для безнапорных вод рекомендуется принимать из табл.1.5. При интенсивной эксплуатации пластов (когда S > 40 м):

Понижение уровня в любой из скважин грунтового водозабора, забирающих воду из напорных пластов, рассчитывают по формуле:

где К_ф.ср., т_ср — коэффициент фильтрации и мощность водоносных платов, принимают­ся одинаковыми для данной зоны водозабора; Q₁ = Q₂=. = Q_n — одинаковое количест­во воды подаваемое насосами из скважин; R_n, r₀, r — радиусы влияния и скважин; n -число скважин в зоне водозабора.