О ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ КАЛЬМАТАЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

канд. техн. наук Филимоненко Н.Т,
Донецкий национальный технический университет

Источник: Науковий вісник національної гірничої академії України, №4.– Дніпропетровськ, 2000.

   Нормальное функционирование производственного комплекса Украины в настоящее время невозможно без использования собственных топливно-энергетических ресурсов. Решению этой важнейшей задачи посвящена государственная программа "Метан углей". В рамках программы предполагается извлечение и использование метана, находящегося в газоносных песчаниках карбона, распространенных в геологических разрезах Донбасса.

   Однако, геофизические исследования в скважинах, пробуренных на газоносных площадях, иногда показывают отсутствие притока газа. Подобная ситуация наблюдалась по скважине ЦД № 1697, пробуренной Центрально - Донбасской экспедицией ПО «Укруглегеология» с целью вскрытия газоносных горизонтов в отложениях карбона. Причин получения негативного результата может быть много. Наиболее вероятные из них следующие:

   - несоизмеримость пластового и гидростатического давления в скважине;

   - большой период времени между вскрытием газоносного интервала и проведением геофизических исследований;

   - высокая плотность и подача бурового раствора, в результате чего его фильтрат отжимает газ от стенок скважины на расстояние, которое превышает радиус исследования геофизических приборов, кольматируя буровым шламом пористое пространство.

   Принимая во внимание, что в разрезе скважины наблюдаются низко пористые коллекторы, последняя причина наиболее вероятна. Поэтому технология бурения скважин вышеназванного целевого назначения должна быть такой, при которой кольматация пористого пространства сводилась бы к минимуму.

   Кафедрой технологии и техники геологоразведочных работ Донецкого Национального Технического Университета разработан способ промывки скважин, способный решить эту проблему.

   Настоящая статья преследует цель показать особенности предлагаемой промывки, которые дают основание считать ее перспективной в плане снижения кольматации газоносных песчаников.

   Промывка носит внутрискважинный характер и создается погружным пневматическим вытеснителем. Поскольку для привода пневматического вытеснителя используется сжатый воздух, то целесообразно отметить все остальные известные способы его применения в практике буровых работ, позволяющие снижать плотность очистного агента, а именно:

   1) в качестве очистного агента (бурение с продувкой);

   2) как необходимый компонент для приготовления аэрированных жидкостей и пен - эффективных, при определенных условиях, очистных агентов;

   Основным фактором, ограничивающим применение сжатого воздуха при бурении с продувкой, является водоприток в скважину. Наличие в скважине даже небольшого столба жидкости резко ограничивает использование продувки по глубине. Установлено, что водопритоки свыше 35% от веса выбуренного шлама являются серьезным препятствием использования продувки скважин даже с применением поверхностно - активных веществ.

   Аэрированная жидкость представляет весьма не стабильную неньютоновскую структуру и требует высокой технологической дисциплины при работе с ней.

   Практика показала, что использование пен в качестве очистного агента весьма затруднено, если водопритоки в скважину превышают 1.0.10^-3м³/c (60 л/мин.). Кроме этого, пенообразователи весьма токсичны и их применение сопряжено с проблемой пеногашения при выходе пены на поверхность.

   Таким образом, вышеназванные способы применения сжатого воздуха, способные снизить плотность очистного агента требуют конкретных, но не всегда выполнимых условий для их реализации.

   Предлагаемая технологическая схема промывки скважины приведена на рис.1. Пневматический вытеснитель 1 устанавливается в скважине 2 с таким расчетом, чтобы он был заглублен под уровень жидкости на 10 - 12 м. Благодаря этому, создается гидравлический подпор на уровне всасывающего клапана 3, за счет которого пневматический вытеснитель заполняется жидкостью

   

   Рис. 1 Технологическая схема промывки скважины: 1 - пневматический вытеснитель; 2 - скважина; 3 - всасывающий клапан; 4 - колонковая труба; 5 - шламовая труба; 6 - породоразрушающий инструмент; 7 - ведущая труба; 8 - бурильные трубы; 9 - направляющая труба; 10 - поплавковый клапан; 11, 17, 23, 25 - каналы; 12 - компрессор; 13 - манифольд; 14 - воздухораспределитель; 15 - нагнетательный шланг; 16 - сальник-вертлюг; 18 - нагнетательный клапан; 19 - прибор управления; 20 - канал связи; 21 - пружина; 22 - клапан; 24 - поплавковый клапан

   В верхней его части установлена направляющая 9 с поплавковым клапаном 10. Последний при заполнении внутренней полости вытеснителя 1 перемещается по направляющей 9 и перекрывает каналы 11. Этим предотвращается попадание промывочной жидкости в колонну бурильных труб 8 выше пневматического вытеснителя 1. Поскольку промывка внутрискважинная, то для сбора выбуренного шлама выше колонковой трубы 4 устанавливается открытая шламовая труба 5. Вращение и осевая нагрузка к колонковой трубе 4 и породоразрушающему инструменту 6 передается от бурового станка (не показан) через ведущую трубу 7, бурильные трубы 8, корпус пневматического вытеснителя 1.

   Прямая призабойная пульсирующая промывка возбуждается следующим образом. Сжатый воздух от компрессора 12 по манифольду 13 через специальный воздухораспределитель 14, установленный на поверхности, нагнетательный шланг 15, сальник-вертлюг 16, ведущую трубу 7, периодически подается во внутреннюю полость вытеснителя 1. При этом жидкость вытесняется на забой скважины 2 через канал 17, нагнетательный клапан 18, колонну бурильных труб 8, колонковую трубу 4 и породоразрушающий инструмент 6. Управление воздухораспределителем 14 осуществляется специальным прибором 19. Канала 20 служит для соединения воздухораспределителя 14 с прибором управления 19.

   Рабочий цикл (рис. 2) погружного пневматического вытеснителя состоит из периодически повторяющихся этапов вытеснения промывочной жидкости и заполнения ею вытеснительной камеры. Поскольку на этапе заполнения промывка забоя скважины отсутствует, внутрискважинная циркуляция носит явно выраженный пульсирующий характер.

   

   Рис. 2 Рабочий цикл погружного пневматического вытеснителя

   Технологическая схема промывки позволят косвенным образом визуально контролировать ее процесс. Осуществляется это следующим образом. В момент перекрытия поплавковым клапаном 24 канала 17 (окончание вытеснения промывочной жидкости из внутренней полости пневматического вытеснителя) или канала 25 (окончание заполнения промывочной жидкость внутренней полости пневматического вытеснителя) возникают гидроудары. Импульсы гидроударов передаются по пневматической сети и приводят к колебаниям стрелки манометра 26, которые визуально регистрируются на приборе управления 19 и свидетельствуют о наличии промывки.

   В случае возникновения аварийной ситуации (прихват бурового снаряда) нагнетательный шланг 15 отключается от пневматической сети и подключается к буровому насосу (не показан). Промывочная жидкость через сальник-вертлюг 16, ведущую трубу 7, бурильные трубы 8, поступает в вытеснительный цилиндр 1, отбрасывает поплавковые клапаны 10 и 24. Поплавковый клапан 24 подхватывается скоростным потоком жидкости и перекрывает канал 17. За счет давления жидкости на подпружиненный пружиной 21 клапан 22, последний открывается и очистной агент через отверстия 23 и нагнетательный клапан 18 поступает на забой скважины. Таким образом, осуществляется размыв прихваченной части бурового снаряда. При работе пневматического вытеснителя в обычном режиме клапан 22 не открывается, поскольку давление сжатого воздуха в вытеснительной камере 1 значительно меньше, чем давление жидкости, которое будет наблюдаться во время размыва прихваченной части бурового снаряда.

   Следует отметить, что как способ промывки скважин он апробирован в рамках бурового полигона СПТУ N53 г. Артемовска Донецкой области, а также в производственных условиях. Испытания показали эффективность пульсирующей промывки скважины.

   Особенности внутрискважинной пульсирующей промывки, которые дают основание считать ее перспективной в плане уменьшения кольматации пористого коллектора выбуренным шламом, следующие.

   Наличие периодически повторяющихся этапов вытеснения промывочной жидкости и заполнения ею вытеснительной камеры (рис.2). Это исключает перемещение шлама по стволу скважины в течение всего рабочего цикла. В результате чего значительная часть шлама собирается в наружную шламовую трубу, уменьшая плотность восходящего потока и вероятность кольматирования шламом проницаемой зоны.

   Меньший, чем при обычном способе бурения, расход промывочной жидкости. В результате снижается скорость потока, движущегося в интервале проницаемой зоны, а, следовательно, и перепад давления. Минимально необходимая скорость восходящей жидкости регламентируется и прогнозируется по специально разработанной методике.

   Благоприятная гидродинамическая характеристика потока жидкости в процессе работы пневматического вытеснителя. Об этом свидетельствует плавное изменения давления в вытеснительной камере (рис.2).

   Специально разработанный графоаналитический метод [5]позволяет прогнозировать локализацию шлама по стволу скважины. Для пояснения сути метода приводится описание графического отображения картины перемещения частички шлама применительно к конкретному участку скважины (рис 3).

   

   Фрагмент кривой ab показывает изменение скорости выноса частички шлама на участке конкретнoго сечения до момента входа ее на другой участок гидравлического контура (по истечении времени T₁), имеющего большее сечение. Фрагмент cd - изменение скорости выноса частички шлама на втором участке гидравлического контура до момента начала ее погружения. Время выноса ее на этом участке будет равно Т₁^’. Поскольку частица шлама не может мгновенно

   изменить скорость при переходе с одного участка на другой, то на кривой abcd будет присутствовать участок bc длительностью Δt. Масса частицы ничтожна, поэтому продолжительность Δt мала и в расчетах ею можно пренебречь. Фрагмент dekl показывает изменение скорости погружения частички шлама на этапе заполнения Т₂. На участке de частица разгоняется до постоянной скорости, c которой будет погружаться на участке ek до момента окончания этапа заполнения. На участке kl частичка будет затормаживаться восходящим потоком. Далее цикл повториться. Длительности этапов вытеснения и заполнения рабочего цикла пневматического вытеснителя прогнозируются по специально разработанной методике [6,7].

   Площади фигур, ограниченных построенными кривыми и осью времени t (для наглядности они имеют разный фон заливки), представляют конкретные значения пути перемещения частичка шлама соответственно при ее выносе восходящим потоком и погружении на этапе заполнения вытеснительной камеры. Определив и сравнив эти площади, можно прогнозировать положение частички шлама по гидравлическому контуру скважины во время рабочего цикла пневматического вытеснителя при призабойной пульсирующей промывке.

   Кроме этого следует привести и другие важные преимущества призабойной пульсирующей промывки:

   1) экономична, так как нет необходимости доставки на объект работ промывочной жидкости;

   2) экологична, поскольку осуществляется естественным очистным агентом без специальных реагентов, практически весь спектр которых токсичен;

   3) не требует наличия в скважине большого количества жидкости;

   4) способствует повышению механической скорости бурения за счет исключения компенсации части осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент на этапе заполнения, поскольку промывка на этом этапе отсутствует.

   Таким образом, вышеназванные особенности внутрискважинной пульсирующей промывки, с учетом достаточного объема теоретических и экспериментальных исследований дают основание считать ее перспективной в плане снижения кольматации газоносных песчаников. Следовательно, целесообразносно выполнения опытно-промышленных работ для оценки перспективности данного способа промывки.