Способы промывки нефтяной скважины
Впервые промывка нефтяных скважин при бурении была осуществлена более 100 лет назад, при разработке нефтяного месторождения близ города Грозный. В качестве промывочной жидкости в то время использовали обыкновенную воду. В настоящее время эта технологическая операция является одной из основных при роторном способе бурения.
Что такое промывка нефтяной скважины
Основной задачей циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения является удаление остатков разбуренных пород, во избежание дополнительного износа породоразрушающего оборудования. Эффективность очистки забоя зависит как от скорости прохождения промывочного раствора, так и от его рабочих характеристик. Именно поэтому промывочная жидкость подготавливается по установленным рецептурам и при приготовлении обязательно учитываются как геологические (тип породы, пластовое давление, температура пластов, наличие пластовых вод и т.п.), так и технологические факторы нефтяной скважины (глубина, диаметр).
Попутно при промывке нефтяной 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.
Прямой и обратный способы промывки нефтяной скважины
Существуют прямой, обратный и комбинированный способы промывки нефтяной скважины при бурении. Способ прямой циркуляции предусматривает спуск в скважину насосно-компрессорных труб. Буровой насос высокого давления нагнетает раствор, который проходит по ведущей колонне. Поток жидкости для промывки захватывает частицы шлама и выносит их на поверхность, двигаясь в обратном направлении по кольцевому каналу между стенкой скважины и бурильной установкой. Отработанный раствор многоступенчато очищается, для чего последовательно направляется на:
- предварительную механическую грубую очистки (блок вибросит);
- систему гидроциклонов, где под воздействием центробежной силы твердые шламовые частицы отделяются от бурового раствора. Очистка гидроциклона производится через нижний клапан, соединяющийся со шламовым амбаром ;
- пескоотделители. На этом оборудовании рабочий раствор полностью очищается от частиц ила и песка и может быть вновь использован для промывки нефтяной скважины при бурении.
Достоинством прямого метода промывки является увеличение скорости прохождения скважины . Этот эффект достигается благодаря расклинивающему воздействию потока рабочей жидкости, благодаря чему снижается механическая прочность горных пород. Кроме того, при бурении в слабых грунтах, можно подобрать специальный состав жидкости для промывки, который будет обеспечивать закрепление стенок нефтяной скважины.
Недостатком метода является появление песчаных пробок в процессе бурения из-за теплового воздействия на залежи. В результате перед наращиванием труб тратится дополнительное время на промывку нефтяной скважины «до чистых вод». Немаловажно и то, что способ прямой циркуляции требует большого количества рабочей жидкости, особенно при бурении долотом максимального диаметра.
В целом, благодаря технологической простоте и эффективности, прямой способ промывки нефтяной скважины получил наибольшее распространение в бурении.
Способ обратной промывки используется в случае аварийных ситуаций, при малой мощности бурового оборудования, а также при увеличенном диаметре шахты. Этот метод предусматривает спуск буровой жидкости в шахту по межкольцевому пространству забоя, вдоль стволовых стенок и ее дальнейшую подачу в отверстия долота. Подъем рабочей жидкости происходит по внутреннему каналу буровых труб. По технологии в устье шахты герметично устанавливают промывочную головку с сальником. При обратной промывке нефтяной скважины достигается более интенсивный вынос крупных частиц шлама, а также появляется возможность поднятия керна без остановки процесса бурения.
Среди основных пороков обратного метода промывки нефтяной скважины при бурении следует, прежде всего, отметить разрушение стенок при работе на мягких породах и частые аварийные ситуации из-за разрыва горизонтальных пластов. Кроме того, керн при воздействии на его торцевую часть потоков промывочной жидкости, частично разрушается во время его подъема на поверхность, из-за чего объем его добычи сокращается.
Комбинированный способ промывки скважины
Комбинированный способ промывки возможно использовать только при наличии специального оборудования с эрлифтом и тремя каналами, по которым отдельно происходит
- подача раствора для промывки нефтяной скважины в процессе бурения;
- поднятие пульпы;
- подача сжатого воздуха для работы эрлифта.
При этом поступление промывочной жидкости до колонковой трубы происходит аналогично прямому способу, а ниже нее - обратному. При осуществлении совмещенной промывки обратным каналом может служить опережающая скважина минимального диаметра, в забое которой оседают более крупные частицы. Основная же часть шлама выносится на поверхность эрлифтом. Комбинированная циркуляция позволяет досконально произвести очистку забоя от шламовых остатков и получить максимально возможный выход керна высокого качества. Однако этот способ достаточно сложен технологически, из-за чего используется достаточно редко.
Отдельно следует рассмотреть способ призабойной циркуляции бурового раствора. Его применяют в случае проведения бурения с осложнением в виде сильнопоглощающих пластов. Осуществляют призабойную (местную) промывку нефтяной скважины, используя погружные насосы или плунжерный пульсатор. Шлам в этих случаях собирается в шламоуловителях, которые могут размещаться как внутри буровой колонны, так и на поверхности.
Промывка нефтяной скважины: видеоинструктаж