ОПТИМАЛЬНЫЙ СПОСОБ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Аннотация. В статье автор анализирует способы промывки скважин при бурении, и на основе анализа выделяет наиболее оптимальный способ промывки наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием.

Основной задачей промывочной циркуляции жидкости в процессе бурения является удаление остатков пробуренных пород, во избежание дополнительного износа породоразрушающего оборудования. Эффективность чистки лица зависит как от скорости моющего раствора и его производительность. Именно поэтому промывочная жидкость готовится по установленным рецептурам и в процессе приготовления как геологическая (тип породы, пластовое давление, температура пласта, наличие пластовой воды и др.) и технологические факторы нефтяной скважины (глубина, диаметр) так же учитываются.

Попутно при промывке скважины осуществляется:

• передача гидравлической энергии от насоса на турбо- или электробур, долото, винтовой забойный двигатель;
• охлаждение, смазка и антикоррозийная защита долота, при прохождении промывочной жидкости через отверстия бура. Окислительное разрушение металлических частей оборудования происходит вследствие воздействия на него кислорода, растворенного в промывочном растворе, сероводорода и солей горных пород. Антикоррозийный свойства рабочему буровому раствору придаются добавлением в него ингибиторов.
• промывка нефтяных скважин при бурении позволяет снизить размер абразивного износа в процессе бурения, при своевременном и правильном очищении буровой жидкости от твердых частиц шлама;
• облегчение процесса бурения, за счет кинетической энергии жидкости при выходе из бурового долота и снижение коэффициента трения. Особенно действенно это проявляется при работе на рыхлых грунтах;
• создание давления на скважинный ствол для предупреждения ГНВП (газонефтеводопроявлений) и обрушивания стенок скважины при проведении работ в неустойчивых породах;
• во время остановки насосов (в аварийной ситуации) временное поддержание взвешенного состояния шламовых частиц. Для этого буровому раствору путем добавок придаются тиксотропные свойства, позволяющие трансформироваться из золя в гель;
• предупреждение технологических сложностей в процессе бурения, в том числе дифференциального прихвата буровой колонны;
• укрепление стволового канала нефтяной скважины во время работы на слабых и трещиноватых породах, путем создания усиленной глиняной корки;
• сохранение продуктивности пласта в прискважинной зоне [3].

Известен способ промывки скважин с закачкой в скважину через бурильную колонну основных, сепарационных и легких промывных агентов, создающий перепад давления между кольцевым и внутритрубным пространствами, подъем бурильной колонны над продуктивной зоной в конце бурения с созданием циркуляции основного промывного агента в прямом растворе на масляной основе в качестве разделительного агента [1].

Недостатками данного способа являются низкая эффективность метода в условиях обильного накопления шлама, сложность технологии приготовления разделяющего агента на нефтяной основе, что, к тому же, не отвечает экологическим требованиям к буровым растворам.

Существует также другой способ промывки скважин от осадка, включающий закачку в скважину через бурильную колонну основных отделяющих и легких промывных агентов, создание перепада давления между кольцевым и рядным пространствами с последующим его удалением сообщением из полости бурильной колонны с атмосферой. В качестве разделяющего агента используется вязкопластическая жидкость с максимальным статическим напряжением сдвига не менее 500 мг / см2, которая закачивается в кавернозную зону в объеме, равном объему указанной зоны, после связи полости бурильной колонны с атмосферой, последняя поднимается над кавернозной зоной и создает циркуляцию основного моющего средства по схеме прямой циркуляции [2].

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ [3], согласно которому при бурении участка набора кривизны и горизонтальной части ствола скважины наблюдается резкое ухудшение несущей способности бурового раствора, вследствие чего прибегают к приготовлению раствора повышенной вязкости.

Однако при бурении с промывкой высоковязким раствором проникновение на долото уменьшается, ухудшается работа скважинного двигателя, снижается степень очистки бурового раствора.

Во избежание образования шламовых пробок и как следствие захвата колонны бурильной трубы, необходимо уделять большое внимание правильности выбора типа бурового раствора.

Целью предлагаемого способа промывки является повышение эффективности очистки наклонных горизонтальных скважин без остановки процесса бурения, устранение дополнительных временных затрат на промывку, а также повышение проходимости по долоту и обеспечение безаварийной проводки.

Цель достигается тем, что способ промывки наклонно-горизонтальной скважины, включающий создание циркуляции бурового раствора по прямой схеме промывки путем откачки через бурильную колонну основного бурового раствора с плотностью, что обеспечивает повышенную грузоподъемность.

Новым является то, что буровой раствор с вязкостью, обеспечивающей повышенную несущую способность, прокачивается через бурильную колонну при каждом бурении последних 1-2 м длины ведущей трубы, начиная с интервала установленной кривизны и далее при бурении горизонтальной части ствола скважины. Буровой раствор с повышенной несущей способностью получают добавлением в основной буровой раствор водного раствора гидролизованного полиакриламида (ГПАА) или водного раствора гидролизованного полиакрилнитрила для получения вязкости бурового раствора 60-80 С.

В качестве основного бурового раствора использован раствор полимерганита с вязкостью 20 - 25 С. водный раствор гидролизованного полиакриламида готовят с вязкостью 100 - 150 С.

Циркуляцию бурового раствора с высокой пропускной способностью осуществляется по закрытой системе, кроме смешивая его с основным буровым раствором (рис. 1).

Рисунок 1. Циркуляционная система

Циркуляционная система включает в себя:

• два резервуара 1 и 2 для основного полимер-глинистого бурового раствора и для водного раствора гидролизованного полиакриламида соответственно;
• резервуары соединены с помощью клапанов 3 и 4 с всасывающей магистралью 5, оборудованной защитными фильтрами буровых насосов 6, соединенных со скважиной 7 через нагнетательную магистраль 8;
• система очистки, содержащая циклон 9 и вибросито 10, соединена через канавку 11, имеющую дренажный клапан 12 и золотник 13, с отверстием 7.
• на линии 14, соединяющей гидроциклон 9 емкостью 2, установлена задвижка 15.

Таким образом, приведенные отличительные признаки, предлагаемого метода очистки, не являются идентичными и эквивалентными в сравнении со сходными признаками известных способов и обеспечивают получение нового положительного эффекта.

Список литературы:

1. Александров С. С., Лагуманов М. Г. Регулирование очистки скважины в процессе бурения //Бурение и нефть. 2013. № 2. 34–36 с.
2. Райхерт Р. С., Цукренко М. С., Органов А. С. Технико-технологические решения по очистке наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 3. - 28–35 с.
3. Соседин К. В., Анашкина А. Е., Семененко А. Ф., Тайгибов А. И. Особенности очистки горизонтальных стволов скважин // Молодой ученый. - 2017. - №41. - С. 12-15. - URL https://moluch.ru/archive/175/45940/
4. Технико-технологический уровень горизонтального бурения за рубежом.// сер. Строительствово нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Обзорная информация, зарубежный опыт. М.:ВНИИОЭНГ, 1994 № 3–1–12 с.