АНАЛИЗ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Аннотация. В статье автор подробно описывает способ промывки скважин предлагая способы оптимизирования как самого процесса, так и бурового раствора. Для более полного восприятия предлагается пошаговая инструкция выполнения операций промывки скважин и наглядная схема самого устройства.

Оптимизация способа промывки скважин, предлагаемая автором статьи, предусматривает закачку в скважину через бурильную колонну основного бурового раствора с определенной плотностью, что обеспечивает разводку скважины при равновесном гидростатическом и пластовом давлении.

Для совершенствования процесса промывки скважин предлагается при каждом бурении последних 1-2 м длины ведущей трубы промывку проводить раствором с повышенной несущей способностью при вязкости 60-80 ° С. Приготовление бурового раствора с необходимой вязкостью заключается в добавлении к основному раствору растворенного в воде гидролизованного полиакриламида или гидролизованного полиакрилнитрила.

В процесе бурения при достижении участка набора кривизны примерно в 45°, используется полимер-глинистый буровой раствор с вязкостью 20-25 ° С по прямой схеме циркуляции. Подробная циркуляционная схема представлена на рисунке 1.

Далее, на каждом последнем участке ведущей трубы длинной 1-2 метра при промывке используется полимер-глинистый буровой раствор с вязкостью   60 - 80 ° С.

Рисунок 1. Циркуляционная система

Растворы, полученные из резервуаров 1 и 2, перемешивают в процессе циркуляции, образуя буровой раствор с повышенной несущей способностью вязкостью 60-80 С.

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].

Контроль выхода вышеперечисленного бурового раствора осуществляется путем измерения вязкости через расчетное время цикла циркуляции. При обнаружении его выхода из скважины задвижка 12 закрывается перед вибросито 10, открывается дренажный клапан 12. Буровой раствор поступает в гидроциклон 9, где, очищаясь от шлама, поступает в резервуар 2 через открытую задвижку 15. Получение бурового раствора с повышенной несущей способностью в резервуаре 2 с водным раствором ГПАА лишь незначительно изменяет вязкость (в пределах 4 - 5С) первоначально приготовленного бурового раствора и при этом не нарушает его технологических свойств.

По мнению зарубежных исследователей, скважину с горизонтальным стволом скважины можно разделить на три зоны (I, II, III) в зависимости от угла кривизны:

• первая зона (I) от 0 до 45^о,
• вторая зона (II) от 45 до 55^о 
• третья зона (III) от 55 до 90^о.

На первом участке особых проблем нет и промывку ствола скважины можно проводить водой. Вторая и третья секции наиболее опасны в плане промывки, так как именно здесь происходит образование шламовых пробок.

При выборе типа бурового раствора также необходимо учитывать наличие крошащегося глинистого сланца в разрезе скважины, стоимостные показатели, температуру и давление дна, требования охраны окружающей среды.

Исходя из вышеизложенного, в качестве основного бурового раствора, мы предлагаем реализовать способ использования полимерно-глинистого раствора (ПГР) с минимально необходимой плотностью (до 1010 кг/м3), который будет:

• обеспечивать проводку скважины на равновесии гидростатического и пластового давлений с целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта,

• регулировать в широких пределах плотность и вязкость, за счет чего обеспечивается хорошая выносящая способность, низкий показатель фильтроотдачи,
• фоpмировать на стенках скважины тонкую полимерную корку, имеющую низкий коэффициент скольжения (липкости), а также снижает гидравлические потери давления и т.д.

Технологическими показателями предлагаемого полимерглинистого бурового раствора, являются следующие:

• Плотность от 1010 до 1400 кг/м³;
• Условная вязкость от 20 до 25 с;
• Показатель фильтрации от 3 до 8 см³/30 м;
• Водородный показатель (рН) от 8 до 9;
• Толщина корки не более 0,5 мм;
• Коэффициент скольжения корки (КСК) от 14 до 17^о.

Разработанный ПГР предусматривает бурение II и III секций скважины. Промывка осуществляется по прямой схеме циркуляции основного бурового раствора вязкостью 20-25 С, что обеспечит стабильную работу скважинного двигателя и механических чистящих средств.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем: применение способа обеспечивает безаварийную проводку скважины на проектную глубину за счет эффективной очистки забоя при бурении и повышается степень очистки раствора.

Список литературы:

1. Александров С. С., Лагуманов М. Г. Регулирование очистки скважины в процессе бурения //Бурение и нефть. 2013. № 2. 34–36 с.
2. Матыцын В. И., Рябченко В. И., Шмарин И. С. Особенности процесса выноса шлама из горизонтальных и наклонных участков стволов скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин. 2002. - № 3. - 10–12 с.
3. 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.
4. 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/