способ предотвращения прихватов бурильного инструмента в скважине

Формула изобретения

Способ предотвращения прихватов бурильного инструмента в скважине, заключающийся в подавлении процесса кристаллизации хлорида натрия на стенках скважины путем обработки соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации хлорида натрия, отличающийся тем, что используемый в качестве ингибитора кристаллизации хлорида натрия глицерин добавляют в количестве 5-30 мас.% к объему соленасыщенного бурового раствора в зависимости от температуры в скважине.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам предотвращения прихватов бурильного инструмента при бурении соленосных отложений.

При бурении соленосных отложений часто имеют место такие осложнения, как сужение ствола скважины, в результате чего происходит прихват колонны бурильных труб и бурильного инструмента. Сужение ствола скважины происходит вследствие кристаллизации мелкодисперсной соли хлорида натрия из перенасыщенных буровых растворов на стенке скважины, представленной галитом, что приводит к уменьшению номинального диаметра ствола скважины.

Известен способ ликвидации прихватов породоразрушающего инструмента при бурении солевых отложений путем установки водяных ванн, при котором закачка порций пресной воды в зону прихвата позволяет освободить инструмент [Хуршудов В.А., Хуршудов Д.В. Характерные особенности борьбы с осложнениями в солевых отложениях верхней юры при бурении сверхглубоких скважин на площадях Восточного Предкавказья (борьба с пластическим течением солей), Ж. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», «ВНИИОЭНГ», № 12, 2009, с.16-20].

Недостатком известного способа является ухудшение свойств бурового раствора за счет попадания пресной воды. В результате повышается фильтрация бурового раствора, снижается его плотность, что неизбежно приводит к увеличению материальных затрат, вызванных дополнительными направленными обработками реагентами и утяжелителем для восстановления проектных значений технологических параметров бурового раствора. Помимо этого, закачка порций пресной воды в зону прихвата может привести к серьезным осложнениям: растворению и размыву солей и образованию каверн, возникновению обвалов и осыпей.

Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков и принятым за прототип является способ предотвращения прихватов верхней части колонны бурильных труб при бурении глубокозалегающих соленосных пород, заключающийся в подавлении процесса кристаллизации хлорида натрия на поверхностях бурильных и обсадных труб путем обработки соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации хлорида натрия, в качестве которого используют анионактивные ПАВ и минеральное масло, при этом ингибитор добавляют в буровой раствор в количестве 1,0-1,5 об.% к объему бурового раствора [Патент РФ № 2417302, МПК Е21В 31/00, з. № 2009133767, приоритет 08.09.2009, опубл. 27.04.2011].

Существенным недостатком данного способа является необходимость предварительной подготовки ингибитора кристаллизации в перемешивающем устройстве путем добавления в минеральное масло анионоактивных ПАВ и смешивания композиции до однородной массы.

Задачей заявляемого технического решения является расширение арсенала средств по предотвращению прихватов бурильного инструмента при бурении соленосных пород за счет подавления кристаллизации хлорида натрия на стенках скважины при одновременном улучшении характеристик бурового раствора.

Поставленная задача в заявляемом способе предотвращения прихватов бурильного инструмента в скважине, заключающемся в подавлении процесса кристаллизации хлорида натрия на стенках скважины путем обработки соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации хлорида натрия, решается тем, что используемый в качестве ингибитора кристаллизации хлорида натрия глицерин добавляют в количестве 5-30 мас.% к объему соленасыщенного бурового раствора в зависимости от температуры в скважине.

Отличием заявляемого технического решения является то, что используемый в качестве ингибитора кристаллизации хлорида натрия глицерин добавляют в количестве 5-30 мас.% к объему соленасыщенного бурового раствора в зависимости от температуры в скважине.

Глицерин - химическое соединение с формулой HOCH₂CH(ОН)-CH₂OH или C₃ H₅(OH)₃, является представителем трехатомных спиртов и представляет собой вязкую прозрачную жидкость, неограниченно растворимую в воде. Область применения глицерина разнообразна: пищевая промышленность, табачное производство, медицинская промышленность, производство моющих и косметических средств, сельское хозяйство, текстильная, бумажная и кожевенная отрасли промышленности, производство пластмасс, лакокрасочная промышленность, электротехника и радиотехника. Технический глицерин используется для заполнения виброустойчивых манометров типа ДМ8008 ВУ, заполнения торцевых уплотнений мешалок и др.

Глицерин выпускается промышленностью по ГОСТ 6824-96.

Известно применение глицерина в буровых растворах по другому назначению, например в качестве понизителя вязкости (а.с. СССР № № 1125226, 1640137), для снижения проницаемости фильтрационной корки (а.с. СССР № 1661186), для ликвидации поглощения (патент РФ № 2241818), для изоляции водопритока (патент РФ № 2081297), для освобождения прихваченных бурильных труб в скважине (а.с. СССР № № 939722, 1744242).

Из уровня техники также известно применение глицерина в качестве одного из компонентов ингибитора водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах, предназначенного для замедления солеотложений в обсаженных эксплуатационных скважинах, который подают в затрубное пространство скважины (а.с. СССР № 791644). Технический результат, достигаемый от использования данного ингибитора, состоит в уменьшении скорости процесса солеотложения за счет введения сульфоуреида и замедления процесса адгезии.

Процесс адгезии, происходящий в скважине, обусловлен молекулярным взаимодействием стенок скважины с молекулами соли из раствора с сохранением границы между контактирующими телами, в результате которого происходит «налипание» соли на стенки скважины.

Известный ингибитор обволакивает кристаллики хлорида натрия и органические высокомолекулярные компоненты пластового флюида и уменьшает скорость дальнейшего развития отложений на внутренней стенке насосно-компрессорных труб и за счет этого обеспечивается замедление процесса молекулярного взаимодействия твердых фаз и образования «солевых пробок».

При вскрытии солевых отложений большой толщины на водных буровых растворах физико-химические процессы взаимодействия солей стенки скважины и среды бурового раствора обусловлены ростом их растворимости с повышением температуры по мере углубления скважины, образованием и накоплением мелкодисперсной твердой фазы солей при снижении температуры в верхней части соленого разреза пород при промывке. Накопление мелких кристаллов в среде бурового раствора сопровождается переносом молекул с мелких кристаллов из среды на крупные кристаллы, что обуславливает кристаллизацию соли на стенке скважины и сужение ее ствола без сохранения границы между контактирующими телами. При этом процесс вторичной кристаллизации отвечает известному физико-химическому процессу «старения осадка», скорость которого значительно превышает время работы долота, что создает условия сужения ствола скважины и аварий при подъеме бурильного инструмента.

Заявляемое техническое решение направлено на достижение нового технического результата, заключающегося в подавлении вторичной кристаллизации хлорида натрия на стенках скважины, представленной солью в интервале глубин и, соответственно, диапазона температур их залегания, путем добавления расчетного объема глицерина в буровой раствор для модификации его среды и изменения направления процесса старения осадка.

В заявляемом изобретении авторами установлена новая зависимость количественной добавки глицерина в буровой раствор, используемый для бурения скважин в соленосных отложениях, учитывающая условия скважины, а именно температуру залегания солей.

Добавка глицерина определяется решением термодинамического уравнения Томсона (Кельвина) в зависимости от температуры в стволе скважины

где P₁ - давление пара чистого растворителя, Па;

P₂ - давление пара модифицированного растворителя, Па;

_т-ж - поверхностное натяжение на границе кристалл - раствор, Дж/м²;

М - масса выкристаллизованной соли, кг;

d_ж - относительная плотность жидкости, б/р;

R - универсальная газовая постоянная - 8,134 Дж/(моль·К);

Т - температура, К;

r_cр - средний размер мелких кристаллов в соленасыщенном растворе. Решение уравнения (1) в параметрическом виде осуществляется путем представления каждого параметра уравнения как функции от температуры:

где M₁ и М₂ - массы выкристаллизованной соли, полученные экспериментальным путем, кг.

Полученные значения M₁ и М₂ пересчитываются на 1 м² поверхности.

Уравнение подбора температуры для достижения равенства М₂=M₁ представляет собой:

Исследование процесса кристаллизации хлорида натрия в присутствии глицерина проводилось по разработанной в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» методике оценки способности реагентов предотвращать рост кристаллов хлорида натрия в водных растворах.

Исследования процесса кристаллизации соли на стенке соляного стакана проводились с применением бурового раствора на водной основе со следующими технологическими параметрами: плотность - 1450 кг/м³, условная вязкость - 124 с, показатель фильтрации - 2 см³/30 мин, рН - 8,3, динамическое напряжение сдвига - 26 Па, пластическая вязкость - 0,06 Па·с, при этом было получено увеличение массы соляного стакана на 0,56 г.

Согласно указанной методике определяли массу выкристаллизовавшейся соли хлорида натрия из объема соленасыщенного бурового раствора на стенке соляного стакана, изготовленного из галитового керна, после его циркуляции в условиях, моделирующих процессы, происходящие в скважине.

Образование кристаллов на стенке соляного стакана оценивается по изменению внутреннего диаметра и глубины цилиндрического отверстия в соляном стакане, а также по изменению его массы по сравнению с первоначальной. Результаты проведенных исследований отражены в таблице 1, где d_n - диаметр цилиндрического отверстия соляного стакана, h_n - глубина цилиндрического отверстия соляного стакана.

Таблица 1
№	Состав	Масса,	d1,	d2,	d3,	d4,	h1,	h2,	h3,	h4,
п/п		г	м	м	м	м	м	м	м	м
1	бур. p-p	1350,80	0,04	0,042	0,041	0,043	0,052	0,051	0,047	0,048
2	б.р.+5 мас.%гл	1346,95	0,041	0,043	0,042	0,045	0,052	0,051	0,047	0,048
3	б.р.+10 мас.%гл	1343,13	0,043	0,044	0,043	0,047	0,052	0,051	0,047	0,048
4	б.р.+20 мас.%гл	1339,05	0,044	0,045	0,044	0,049	0,053	0,051	0,047	0,048
5	б.р.+30 мас.%гл	1334,71	0,045	0,046	0,045	0,050	0,054	0,052	0,047	0,048

Постепенное уменьшение массы выкристаллизованной соли на поверхности стенок стакана свидетельствует о том, что глицерин обладает способностью предотвращать образование солеотложений.

Из таблицы 1 видно, что чем большее количество глицерина было добавлено к буровому раствору, тем меньшее количество соли хлорида натрия выкристаллизовывалось.

Оптимальным является добавление глицерина к соленасыщенному буровому раствору в количестве 5-30 мас.%.

Увеличение содержания глицерина до 35 мас.% в буровом растворе нецелесообразно, т.к. дальнейшего улучшения показателей не происходит.

Лабораторными исследованиями процесса вторичной кристаллизации соли и направления процесса массообмена при модификации среды бурового раствора и использования уравнения (4) определяли предельные температуры, исключающие процессы массопереноса на стенку скважины от концентрации глицерина в буровом растворе.

Зависимость добавки глицерина в соленасыщенный буровой раствор от температуры залегания солей, рассчитанная по термодинамическому уравнению для северного борта Прикаспийской синеклизы, представлена в таблице 2.

Таблица 2
№ п/п	Состав	Т,К
1	Буровой p-p+5 мас.% глицерина	309,62
2	Буровой p-p+10 мас.% глицерина	314,93
3	Буровой p-p+20 мас.% глицерина	337,57
4	Буровой p-p+30 мас.% глицерина	359,64

Наглядно данные таблицы 2 можно представить в виде графика.

Полученные данные, отраженные на графике, позволили аппроксимировать уравнение

где Сг - концентрация глицерина, %;

Т - температура, К.

Использование данного графика позволит исключить большой объем лабораторных исследований при разработке составов буровых растворов.

При бурении скважин, стенки которых представлены глинистыми породами, возникают осложнения, связанные с набуханием глин. Набухание глин приводит к неустойчивости стенок скважины, образованию каверн, проработкам и авариям.

Коэффициент набухания глины - это величина, определяемая отношением объема набухания навески глины к начальному объему навески глины. Коэффициент характеризует способность набухания глины в данной среде. Чем меньше коэффициент набухания, тем сильнее ингибирующие по отношению к глинистым породам геологического разреза свойства фильтрата бурового раствора.

Существует несколько методик по исследованию влияния фильтрата бурового раствора на набухаемость глин. Наиболее применяемой является методика по определению коэффициента набухания глинистых материалов на приборе Жигача-Ярова. Исследования сравнительной эффективности ингибирующей способности глицерина проводились по измерению значения коэффициента набухания образцов глины (СТО Газпром 2-3.2-020-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента набухания глин и глинопорошков).

Результаты проведенных исследований по определению влияния фильтрата соленасыщенного бурового раствора с различными добавками глицерина на значение коэффициента набухания глин представлены в таблице 3.

Таблица 3
№ п/п	Состав	Коэффициент набухания глин
1	фильтрат бурового раствора	0,371
2	фильтрат бур. p-pa+5 мас.% глицерина	0,216
3	фильтрат бур. p-pa +10 мас.% глицерина	0,195
4	фильтрат бур. p-pa +20 мас.% глицерина	0,153
5	фильтрат бур. p-pa +30 мас.% глицерина	0,152

Анализируя данные таблицы 3, можно отметить, что добавка глицерина эффективно предотвращает набухание глин, о чем свидетельствует значительное уменьшение величины коэффициента набухания.

Немаловажным параметром бурового раствора, характеризующим его качество, является значение показателя его фильтрации. Чем меньше фильтрация бурового раствора, тем меньше вероятность возникновения различных осложнений при бурении скважин. Результаты лабораторных исследований по влиянию добавки глицерина на значение показателя фильтрации соленасыщенного бурового раствора представлены в таблице 4, измерения показателя фильтрации проводились на приборе ВМ-6 (СТО Газпром 2-3.2-003-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ-6).

Таблица 4
	Технологические параметры раствора
Состав	Плотность, , кг/м3	Условная вязкость, Т, с	Показатель фильтрации, Ф, см 3/30 мин	pH	Статическое напряжение сдвига, Q1/10, дПа	Пластическая вязкость, , мПа·с	Динамическое напряжение сдвига, 0, Па
буровой раствор	1420	76	7,0	7,9	25/49	38	16,8
буровой р-р+5 мас.% глиц.	1410	60	5,0	7,9	20/43	33	13,9
буровой р-р+10 мас.% глиц.	1400	56	5,0	7,7	15/25	29	12,1
буровой р-р+20 мас.% глиц.	1390	53	5,0	7,6	7/16	25	9,8
буровой р-р+30 мас.% глиц.	1380	50	5,0	7,6	2/6	22	7,6

Как видно из таблицы 4, ввод в соленасыщенный буровой раствор добавки глицерина обеспечивает снижение значения показателя фильтрации на 2 см³/30 мин.

Авторами также было установлено, что образование коагуляционных структур, способных затруднить процесс цементирования обсадных колонн при смешении бурового раствора с цементным раствором в соотношении объемов 1:1, не выявлено.

Таким образом, в результате действия глицерина в растворе меняется направление процесса массообмена с крупных кристаллов (стенка скважины) на мелкие кристаллы, зародившиеся в среде бурового раствора, что приводит к увеличению диаметра ствола скважины, исключает аварии при подъеме бурильного инструмента и снижает затраты.

При этом расчетная добавка глицерина определяет необходимое изменение поверхностной энергии соли на поверхностях «соль-жидкость» и «жидкость-газ», а также снижение растворимости соли в объеме среды бурового раствора.

Из доступных источников патентной и научно-технической информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Осуществление способа в промышленных условиях заключается в добавке глицерина в количестве 5-30 мас.% к объему соленасыщенного бурового раствора в зависимости от температуры в скважине, после чего данным раствором разбуривают всю толщу соленосных отложений.

Использование предлагаемого способа позволит ликвидировать осложнения и аварии при бурении терригенно-хемогенных отложений большой толщины за счет подавления вторичной кристаллизации хлорида натрия на стенках скважины, сложенных отложениями галита, а также значительно улучшить технологические параметры бурового раствора.