Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора Российский патент 2018 года по МПК C09K8/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах.

Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1222670 A, кл. C09K 7/00, опубл. 07.04.1986), учитывающий свойства глинистой породы. Известный способ относится к области исследования устойчивости стенок скважины при воздействии промывочных растворов, а также применяется для оперативного контроля качества бурового раствора при бурении в неустойчивых отложениях применительно к геологическим условиям. Известный способ позволяет получить информацию об ингибирующей способности бурового раствора и состоянии ствола скважины. Для осуществления известного способа в цилиндрической пресс-форме под давлением не ниже 40 МПа изготавливают образцы и после четырехчасовой выдержки определяют их ингибирующую способность. Известный способ целесообразно применять для лабораторных исследований. Однако способ определения ингибирующих свойств не позволяет на практике выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях.

Известен способ определения ингибирующих свойств раствора по диспергирующей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», 2005, с. 186-187), включающий отбор и высушивание шлама определенной фракции (m=20 г), перемешивание с исследуемой жидкостью (V=350 мл), термостатирование в печи с вращением роликов в течение 12-16 часов при температуре 75°C с последующим пропусканием раствора через сито с размером ячеек 0,177 мм. Оставшиеся частицы шлама промывают, сушат и взвешивают: долю твердой фазы (П), которая сохраняется в глинистой суспензии, вычисляют по формуле:

П=100*Р_{с.о .}/20,

где П - ингибирующая способность раствора, %;

Р _с.o.- вес сухого остатка шлама после термостатирования, г;

20 - навеска шлама, используемого для анализа, г.

Использование данного способа на практике не позволяет определить и выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях. При наработке имеет место набухание и диспергирование глины, приводящие к росту структурно-реологических показателей раствора со всеми вытекающими последствиями.

Известен способ определения ингибирующей способности раствора по показателю увлажняющей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», ЗАО "ССК", 2005, с. 185-186). Исследование проводят на искусственно приготовленных образцах, спрессованных из немодифицированного бентонита или глин, слагающих разрез скважины. По данному способу определяют текущую скорость увлажнения, по которой вычисляют показатель увлажняющей способности, и находят время устойчивости ствола скважины. Таким образом, определение величины ингибирующей способности раствора сводится к определению времени устойчивости ствола скважины, хотя между ними сложно выявить связь.

Недостатком существующих способов или методов определения ингибирующих свойств раствора является отсутствие определенных критериев или величин, показывающих эффективность той или иной системы, на основании которых можно осуществлять выбор рабочей жидкости, отвечающей условиям бурения в набухающих и диспергирующих глинах.

Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1548436 А1, кл. Е21С 39/00, опубл. 07.03.1990), обеспечивающий контроль качества буровых растворов. В известном способе подготавливают породу, отбирая шлам, высушивают его, измельчают, просеивают через сито и увлажняют до естественной влажности. Затем увлажненную массу засыпают в пресс-форму, в которой непосредственно производят измерения. Ингибирующие свойства раствора оценивают по показателю ингибирующей способности раствора, учитывающему глубины внедрения индентора в образец за одинаковый промежуток времени в дистиллированной воде и в буровом растворе. Однако известный способ не может быть отнесен к надежным способам оценки эффективности ингибирующих свойств раствора. К тому же этот способ не позволяет определить величину или уровень ингибирующих свойств раствора.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в разработке способа, позволяющего определять ингибирующие свойства раствора.

Технический результат, достигаемый изобретением - повышение эффективности бурения.

Технический результат достигается за счет выбора рационального бурового раствора по коэффициенту наработки. Способ оценки ингибирующих свойств бурового раствора, заключается в том, что по результатам бурения определяют объем наработки при бурении проектными растворами (V_нap.пр.) на выбранной площади бурения и фактический объем наработки (V_{факт.нар.}) при бурении с помощью испытуемого раствора. Определяют коэффициент наработки K_н, полученный как отношение измеренного фактического объема наработки V_{факт.нар.} при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (V_нар.пр.) на выбранной площади бурения, K_н=V_{факт.нар.}/V_нар.пр. По коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие, при 0≤K_н<1, и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении.

Предлагаемое изобретение поясняется таблицами 1, 2, где в таблице 1 приведены сформированные справочные сведения об условной классификации буровых растворов по ингибирующим свойствам, в таблице 2 - сравнительные результаты бурения скважин на полимерных и катионных растворах в надсолевом разрезе Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Бурение в набухающих и диспергирующих глинах сопряжено увеличением структурно-реологических показателей раствора, требующих разбавления водными растворами разжижителей и других химических реагентов. Пептизация твердой фазы, присутствующей в растворе, а в особенности, попадающей со шламом, является одной из главных причин загустевания буровых растворов. Везде, где есть в разрезах пластичные, легко размокающие породы, существуют значительные трудности и вероятность возникновения осложнений. Это все приводит к перерасходу химических реагентов, ухудшению технико-экономических показателей бурения, наработке раствора и увеличению затрат на бурение скважин. Для борьбы с этими осложнениями широкое распространение получило ингибирование буровых растворов путем строго дозируемой коагуляции, при которой структурообразование приостановлено на определенном уровне, а пептизация и размокание предотвращены или сильно ограничены. Избыток стабилизирующих реагентов доводит систему до состояния стабилизированного разжижения. Техника ингибирования включает в себя многокомпонентную обработку путем введения коагулирующих агентов, регуляторов pH, понизителей вязкости, противодействующих развитию коагуляционных структур и коагуляции, но для стабилизационного разжижения необходимо применять более активные разжижающие и защитные реагенты (Э.Г. Кистер, Химическая обработка буровых растворов. М.: «Недра», 1972, c. 335-336).

Недостаточные ингибирующие свойства раствора при бурении являются основной причиной наработки, приводящей к появлению опасных отходов в воде отработанного бурового раствора и бурового шлама или выбуренной породы. Преимущественно они получаются в результате наработки при разбуривании хорошо диспергирующихся глинистых пород, слагающих проходимый разрез.

Объем раствора, применяемого для проходки данного интервала, складывается из объема раствора, определяемого в соответствии с требованиями правил безопасного ведения буровых работ, потерь на фильтрацию, на очистных сооружениях и объемов наработки за счет перехода в раствор части выбуренной глинистой породы.

Как известно, основная задача ингибирующих систем, кроме выполнения всех предъявляемых требований, заключается в использовании минимально допустимых объемов раствора для проведения безопасного бурения скважины. То есть, наработки раствора должно быть столько, сколько необходимо для бурения скважины, следовательно, объема наработки должно хватить на углубление. Наработка не должна приводить к образованию лишних объемов, т.е. к утилизации раствора.

Под фактической наработкой (V_{факт.нар.}) понимается избыточный объем раствора, подлежащий утилизации, который определяется как общий объем раствора на поверхности (V_{oбщ.пов.}) минус необходимый объем раствора на поверхности (V_{необ.пов.}), т.е.

V_{факт.нар.}= V_{oбщ.пов.}- V_{необ.пов.}

Так как ингибирующие свойства раствора напрямую влияют на наработку раствора, то величина V_нар.пр. объема наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м³) может быть принята за параметр, оценивающий ингибирующие свойства раствора.

Если величина V_{факт.нар.} - фактического объема наработки при бурении на ином испытуемом растворе, (м³) будет совпадать с объемом наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м³), V_{факт.нар.}=V_нар.пр., предлагаемый оценочный коэффициент наработки K_н=V_{факт.нар.}/V_нар.пр., K_н=1, т.е. для буровых растворов, используемых на данной площади по проекту, коэффициент наработки условно принят за единицу.

Величина объема наработки при бурении V_нар.пp., известная величина, которая находится путем анализа пробуренных скважин на проектных буровых растворах. Величину фактического объема наработки V_{факт.нар.} определяют по результатам испытаний используемого раствора в процессе бурения скважин.

Если коэффициент наработки K_н=0, фактическая наработка раствора отсутствует (V_{факт.нар.}=0), то рабочая жидкость обладает высокими ингибирующими свойствами. Если K_н=0 ингибирующие свойства системы настолько высоки, что возникают проблемы, связанные с недостатком раствора на пополнение при углублении. При очень высоких ингибирующих свойствах раствора возможно K_н<0 С увеличением K_н фактическая наработка раствора соответственно возрастает и при K_н=1 фактическая наработка раствора равна усредненному регламентируемому объему. Увеличение коэффициента наработки означает рост фактической наработки испытуемого раствора и снижение ингибирующих свойств рабочей жидкости.

Предлагается рассмотреть практическое применение коэффициента наработки на примере бурения скважин на Астраханском ГКМ. При бурении надсолевых отложений Астраханского ГКМ по проекту используют традиционные ингибирующие буровые растворы, которые не обеспечивают снижение наработки.

Наработка раствора по результатам бурения 394 мм долотом в надсолевых отложениях Астраханского ГКМ с применением традиционных ингибирующих систем составляет [Регламент по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Астрахань», Инженерно-технический центр, 2010. - 40 с.]:

- интервал 350-1000 м, V_нap.пр.=317 м³;

- интервал 350-1500 м, V_нар.пр.=914 м³;

- интервал 350-2000 м, V_нap.пр.=1050 м³;

- интервал 350-2500 м, V_нap.пр.=1200 м³;

- интервал 350-3000 м, V_нap.пр.=2000 м³;

Проведенный анализ результатов бурения скважин на Астраханском ГКМ показал, что в различные этапы времени использовались различные составы и типы буровых растворов (см. таблицу 1). Условно эти буровые растворы по ингибирующим свойствам разделены на 5 групп, причем растворы на углеводородной основе (РУО) и поликатионные системы вошли в одну группу.

Опытно-промышленные испытания поликатионных систем осуществлялись при бурении эксплуатационных скважин №939 и №1082. Практические результаты применения поликатионных растворов, при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ выявили их преимущества перед традиционными, что привело к увеличению механической скорости бурения, (м/ч), снижению коэффициента кавернозности и времени, затраченного на осложнение (проработку), (ч) (см. таблицу 2). Для условий надсолевых отложений Астраханского ГКМ оптимальные значения коэффициента наработки при использовании поликатионых буровых растворов, таких, например, как Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, Полидадмах и биополимер Биоксан, (см. патент РФ №2567580, опубл. 10.11.2015, кл. С09K 8/24) и Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, а в качестве дополнительного ингибитора глин используют хлорид калия (см. патент РФ №2533478, опубл. 20.11.2014, кл. С09K 8/24) составляют 0-0,4. Благодаря высоким ингибирующим свойствам поликатионных буровых растворов удалось предотвратить набухание и диспергирование глин, что впервые позволило пробурить надсолевые глинистые отложения Астраханского ГКМ без наработки раствора и тем самым повысить эффективность бурения.

Примечание: *, ** скважины одной группы с аналогичным литологическим разрезом.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах. Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения. Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора заключается в том, что по результатам бурения на выбранной площади определяют объем наработки при бурении проектными растворами (V_нар.пр.) и фактический объем наработки (V_{факт.нар.}) при бурении с помощью испытуемого раствора, определяют коэффициент наработки K_н как отношение фактического объема наработки V_{факт.нар.} при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (V_нар.пр.): K_н=V_{факт.нар}/V_нар.пр.=(V_{общ.пов.}-V_{необ.пов.})/V_нар.пр., где V_{общ.пов.} - общий объем раствора на поверхности; V_{необ.пов.} - необходимый объем раствора на поверхности; по коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие при 0≤K_н<1 и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении. 2 табл.

Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора, заключающийся в том, что по результатам бурения на выбранной площади определяют объем наработки при бурении проектными растворами (V_нар.пр.) и фактический объем наработки (V_{факт.нар.}) при бурении с помощью испытуемого раствора, определяют коэффициент наработки K_н как отношение фактического объема наработки V_{факт.нар.} при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (V_нар.пр.):

K_н=V_{факт.нар.}/V_нар.пр.=(V_{общ.пов.}-V_{необ.пов.})/V_нар.пр.,

где V_{общ.пов.} - общий объем раствора на поверхности;

V_{необ.пов.} - необходимый объем раствора на поверхности;

по коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие при 0≤K_н<1 и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении.