Промивання свердловин

У процесі проходження свердловини буровий розчин має виконувати такі основні функції: очищати свердловину від шламу й виносити його на поверхню; утримувати частинки вибуреної породи в суспензованому стані при зупиненні циркуляції розчину; охолоджувати коронку (долото) й полегшувати руйнування породи в привибійній зоні; створювати тиск на стінки свердловини для запобігання обвалів та зсувів породи, а також водо-, нафто- та газопроявів; передавати енергію гідроударнику або ж турбобуру (під час турбобуріння); забезпечувати збереження проникності продуктивного пласта при його розкриванні з метою подальшої водо-, нафто-та газовіддачі тощо.

Під час буріння свердловин промивальна рідина циркулює по замкненому гідравлічному контуру. Залежно від цього всі існуючі системи промивки поділяються на дві групи: із внутрішньо-свердловинною циркуляцією промивальної рідини; із виходом промивальної рідини на поверхню. Залежно від напряму циркуляції промивальної рідини відносно бурового інструменту система промивок із виходом на поверхню здійснюється за трьома схемами циркуляції.

При прямому промиванні (рис. 11.2, а) промивальна рідина нагнітається буровим насосом через колону бурильних труб, проходить кільцевим зазором між колонковою трубою і керном, обмиває вибій, при цьому захоплює шлам, охолоджує породо-руйнівний інструмент і кільцевим зазором між бурильними трубами та стінками свердловини виходить на поверхню.

Рисунок 11.2 – Системи промивання з виходом промивальної рідини на поверхню:

а – пряма циркуляція; б – зворотна циркуляція; в – комбінована циркуляція

При зворотному промиванні (рис. 11.2, б) промивальна рідина рухається до вибою кільцевим зазором між бурильними трубами та стінками свердловини, обмиває вибій, проходить крізь зазор між керном і колонковою трубою й крізь внутрішній канал бурильних труб виходить на поверхню.

При комбінованому промиванні (рис. 11.2, в) рух промивальної рідини над колонковою трубою здійснюється за схемою прямого промивання, а нижче – за допомогою спеціальних пристроїв за схемою зворотного промивання.

Пряме промивання відрізняється простотою виконання й забезпечує процес буріння в умовах поглинання промивальної рідини, але необхідність створення високої швидкості вихідного потоку в затрубному просторі призводить у м’яких породах до розмивання стінок свердловини. Крім того, динамічний вплив промивальної рідини знижує вихід керна в м’яких породах середньої міцності та у випадках раптового припинення циркуляції промивальної рідини часто призводить до прихвату бурового снаряду в свердловині.

Зворотне промивання підвищує вихід керна, особливо в пухких, нестійких породах; забезпечує стійкість стінок свердловини завдяки зменшенню динамічного впливу на породи; майже виключає можливість прихвачування бурового снаряда шламом унаслідок більш інтенсивного видалення продуктів руйнування гірських порід. Крім того, зворотне промивання забезпечує безперервне винесення керна, що дає можливість різко скоротити витрати часу на спуско-підйомні операції. Таке промивання здійснюється двома шляхами: з герметизацією та без герметизації устя свердловини. Зворотне промивання без герметизації устя свердловини проводиться відкачуванням рідини разом із частинками породи із вибою крізь бурильні труби за допомогою ерліфта або ежекторного насоса, розрахованого на накачування рідкої пульпи. Останній спосіб може застосовуватися, коли статичний рівень рідини недалеко від устя свердловини. Відцентровий насос починає всмоктування лише тоді, коли вся всмоктувальна магістраль повністю заповнена рідиною. При нарощуванні бурильних труб відбувається розривання усмоктувальної лінії. Для заповнення її рідиною після нарощування; та пуску відцентрового насоса бурова установка оснащується вакуум-насосом або ж вакуум-котлом. При промиванні за першою схемою доводиться застосовувати складне устаткування для герметизації устя свердловини (особливо для глибокого буріння), а також неможливо забезпечити процес буріння за наявності поглинаючих горизонтів; за другою схемою – обмежена глибина застосування, неможливість застосування за умов поглинання промивальної рідини, складність конструкції бурового снаряду, тому його можна використовувати лише у свердловинах великого діаметра (ерліфти, гідроелеватори).

Комбінована циркуляція об’єднує переваги прямого та зворотного промивання свердловини. В такому випадку до складу бурового снаряду входить спеціальний пристрій, який перетворює пряме промивання на зворотне в привибійній зоні.

Крім перелічених способів промивання, у практиці розвідувально-пошукового буріння часто застосовується внутрішньосвердловинна циркуляція промивальної рідини, коли як промивальну рідину використовують підземні води або ж воду, яку періодично підливають у свердловину. Внутрішньосвердловинна циркуляція застосовується за таких геолого-технічних умов: у нестійких породах, які легко розмиваються й характеризуються наднизьким виходом керна; за наявності проникних гірських порід, що поглинають промивальну рідину, при цьому ізоляція поглинаючих зон стає економічно недоцільною: у безводних районах, при утрудненому водопостачанні.

Поглинання промивальних рідин і заходи боротьби з ним. Під час буріння свердловини поглинання промивальної рідини – поширений вид ускладнень. Втрати циркуляції спостерігаються в пористих, зруйнованих, тріщинуватих і кавернозних породах. Поглинання відбувається, якщо гідростатичний тиск промивальної рідини (ρ₁ – густина розчину) буде більший за пластовий тиск Р₂. У такому випадку рівень розчину падатиме доти, доки гідростатичний тиск стовпа розчину не зрівняється з пластовим Р₂. Рівень розчину над поглинаючим пластом позначимо через Н₂. Тоді гідростатичний тиск стовпа розчину Р буде: причому Р=Р₂. Візьмемо другий розчин із такою густиною ρ₂, щоби поглинання не відбувалося. Це може статися, якщо гідростатичний тиск стовпа розчину дорівнюватиме пластовому: . Звідки маємо ; . Користуючись цією формулою, можна розрахувати густину розчину, необхідну для запобігання поглинанню. Приведений розрахунок не враховує гідравлічні опори, які залежать від величини кільцевого зазору між колоною бурильних труб і стінками свердловини, глибини буріння, а також структури розчину. Тому густину розчину можна підтримувати вищою, ніж виходить за розрахунком.

Звідси випливає перша умова запобігання поглинанню – застосування промивальної рідини мінімальної густини.

Швидкість руху розчину у водопоглинаючому пласті залежить не тільки від перепаду тиску, а й від в’язкості розчину. Чим вища в’язкість, тим більший опір, який чиниться рухові розчину, тим менша швидкість руху. Проте лише в’язкість розчину не може припинити просування по пласту. Зменшення швидкості позначається на величині статичного напруження зсуву розчину. Внаслідок зменшення швидкості зменшується сила, яка руйнує структуру розчину. Статичне напруження починає зростати, а швидкість іще зменшується. Розчин поступово перетворюється на гель. Коли величина статичного напруження зсуву, яке діє по всій площі контакту розчину з пластом, дорівнюватиме величині перепаду тиску, розчин припинить рух у пласті. Чим вища тиксотропність розчину, тим швидше зростає статичне напруження зсуву й тим швидше припиниться поглинання розчину. Звідси друга умова запобігання поглинанню – треба, щоб профілактичний розчин мав високі тиксотропність і статичне напруження зсуву.

На практиці для оцінки інтенсивності поглинання найчастіше застосовують класифікацію поглинань розчину за коефіцієнтом

де Q – кількість рідини, яку ввібрано, м³/год; Н_Q – напір який дорівнює різниці позначок динамічних і статичних рівнів за продуктивності насоса Q.

Динамічний рівень – це рівень рідини у свердловині, який встановлюється в період роботи насоса; статичний рівень – це рівень води, який встановлюється в свердловині перед вмиканням насоса. Вихідні дані для обчислення значення К_Т отримують спостереженням за витратами розчину, що вбирається, та динамічним рівнем, що відповідає цим витратам. Найдоцільніше проводити дослідження за допомогою свердловинного витратоміра ДАУ-ЗМ, який визначає кількість, потужність і глибину залягання проникних горизонтів, інтенсивність поглинання диференційовано за потужністю, перетікання рідини між водоносними горизонтами, їхній напрямок та інтенсивність, а також за коефіцієнтом К_Т (табл. 11.1).

Таблиця 11.1 – Класифікація поглинання розчину

_{за коефіцієнтом КТ}

Категорія зон поглинання	Поглинання	КТ
І	Часткове або повне	До 0,6
II	Повне	0,6-2
III	Інтенсивне	2-4
IV	– // –	4-10
V	Катастрофічне	10-15
VI	– // –	15

Для ліквідації поглинання промивальної рідини в проникні горизонти з К_Т < 2 застосовують відповідні розчини.

1. Здебільшого перший та частково другий види поглинання порівняно легко запобігають і швидко ліквідують при застосуванні спеціального розчину такого складу: в’язкість – від 120 с та вище; водовіддача – менше ніж 5 см³ за 30 хв; товщина кірки – близько 1 мм; густина – якнайменша; добовий відстій – близько 0; статичне напруження зсуву – не менше ніж 9,8 кПа.

2. Введення в розчин наповнювачів – найпростіший спосіб ізоляції каналів виходу розчину. Наповнювачі (шкіро-горох, горіхова шкаралупа, подрібнена деревина, слюда, целофан, гумова крихта тощо) вводяться в розчин від 0,25 до 8 %, розміром у 3-4 рази меншим, ніж діаметр каналів виходу розчину.

3. Насичення промивальної рідини повітрям; застосування полегшених рідин (нафтопродукти, нафтоемульсійні та аеровані розчини); зменшення твердої фази (глини тощо) в розчині.

Аерація бурових розчинів є основним шляхом зниження перепаду (різниці між статичним і динамічним рівнями) тиску на поглинаючий горизонт.

Ліквідація поглинання бурових розчинів у проникні горизонти з К_Т > 2 здійснюється тампонуванням (перекриттям) зони виходу розчину або її перекриттям колоною обсадних труб. Тампонування найчастіше здійснюється цементним розчином із додаванням реагентів для прискореного застигання цементу (хлорид кальцію, їдкий натр, кальцинована сода, рідке скло, алебастр, гіпс тощо). Застосовуються також гіпсові розчини та швидкотужавіючі суміші (ШТС) на основі цементних і гіпсових розчинів. За наявності великих тріщин, каверн ШТС надходить в зону поглинання в тканинних сітках. Сітка запобігає розтіканню суміші та сприяє надійній ізоляції каверн і тріщин.

Для отримання цементно-глинистого розчину беруть на 1 м³ глинистого розчину (густина 1180-1200 кг/м³) 30-50 кг цементу, 5-10 кг рідкого скла і до 50 кг деревної тирси. Суміш нагнітають у поглинаючий горизонт лише тоді, коли устя свердловини загерметизоване. За наявності дуже кавернозних порід їх ізолюють обсадною колоною з тампонуванням нижньої частини колони.

Питання для самоперевірки:

1 Що таке свердловина?

2 Розкажіть про роль буріння в геологорозвідувальній справі.

3 Які переваги буріння свердловин перед проведенням гірничих виробок?

4 Які параметри свердловини Ви знаєте?

5 Наведіть класифікацію свердловин за призначенням.

6 Схарактеризуйте промивання свердловин.

7 Які способи промивання Ви знаєте?

8 Розкажіть про поглинання промивної рідини.

9 Що розуміють під конструкцією свердловини?

10 Що таке тампонування свердловини?

11 Розкажіть про методи боротьби з поглинанням промивної рідини