СПОСОБ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА
DRILL FLUID PROCESSING METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Известны механические способы увеличения горизонтальной проекции ствола скважины. Из них основной способ заключается в том, что применяют более мощную буровую установку, так как по Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 2013 года «допустимая нагрузка на крюке» не должна превышать 0,6 от грузоподъемности буровой установки при бурении и при спуске обсадных труб не должна превышать 0,9. [1] Однако этот и другие подобные способы существенно увеличивают стоимость строительства скважин. А так как, начиная еще со времен СССР, авторское вознаграждение рассчитывалось от экономического эффекта, то эти механические способы не защищались авторскими свидетельствами.
Существуют физико-химические способы увеличения горизонтальной проекции ствола скважины, уменьшающие проблемы горизонтального бурения на основе оптимизации отдельного фактора. Они гораздо более дешевые, как правило, известные и поэтому не подлежат патентованию, более того, соответствующее направление пока еще не отражено в классификации изобретений.
Однако в существующих физико-химических способах, как правило, каждый фактор оптимизируется отдельно, часто блокируя и даже ухудшая работу технологических оптимизаций других факторов при горизонтальном бурении. Например, для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяется резиновая крошка. Однако в горизонтальном бурении она может увеличить коэффициент трения с 0,2 до 0,6 и более, что увеличит трение бурильной колонны о стенки скважины и, соответственно, может принципиально уменьшить горизонтальную проекцию ствола скважины в три и более раз [2].
Очевидна необходимость технологической оптимизации всего комплекса физико-химических факторов, влияющих на протяженность горизонтального ствола скважины, то есть определение способа увеличения горизонтальной проекции ствола скважины, определение его совокупных отличительных признаков. А для этого требуется определить соотношение и взаимодействие составных частей проблемы.
В первую очередь, возможная протяженность горизонтального ствола определяется величиной трения бурильной колонны о стенки скважины, которое препятствует усилиям буровой установки, движущей бурильную колонну. Чем меньше трение, тем больше возможная протяженность горизонтального ствола скважины при необязательном увеличении грузоподъемности буровой установки.
Во вторую очередь, возможная протяженность горизонтального ствола скважины зависит от поглощения промывочной жидкости, из-за которого стенки скважины размокают и теряют устойчивость, что может привести к аварии и ликвидации скважины.
В свою очередь, величина трения бурильной колонны о стенки скважины зависит от следующих факторов:
1. коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины,
2. поглощения промывочной жидкости,
3. толщины фильтрационной корки на стенках скважины,
4. величины превышения давления промывочной жидкости над пластовым давлением.
Известно, что величина трения прямо пропорциональна коэффициенту трения и прижимающей нагрузке, то есть определяется первым фактором. А прижимающая нагрузка в наклонно-направленном и горизонтальном бурении слагается из гравитационной и гидравлической составляющих, последняя из которых определяется вторым, третьим и четвертым фактором. Кроме того, второй фактор определяет устойчивость стенок скважины.
Задачей изобретения является увеличение горизонтальной проекции ствола скважины посредством уменьшения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины, уменьшения поглощения промывочной жидкости и уменьшения гидравлического прижатия бурильной колонны к стенкам скважины посредством ввода в буровой раствор универсального физико-химического компонента.
Прототипом данного изобретения является способ на основе газовой сажи, обработанной нефтью [3], который был разработан на кафедре бурения Ухтинского индустриального института в 1986 году [Ахмадеев Р.Г., Куваев И.В., Нор А.В. Инструкция по применению и приготовлению смазочных композиций на основе газовой сажи. - Ухта: Изд-во ГКП объединения «Ухтанефтегазгеология», 1986. - 11 с.]. В нем смазочная композиция способна кольматировать поры стенок скважины небольшого размера и обеспечивать смазку бурильного инструмента, а также предупреждать его прилипание к стенке скважины. Применялась при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в основном использовалась для предупреждения прилипания бурильного инструмента и уменьшения содержания нефти (с 10-15% до 2% в составе бурового раствора).
Недостатком данной композиции является то, что мы не можем регулировать размер кольматирующей добавки по причине того, что гранулы газовой сажи непрочны и неэластичны, то есть не обладают достаточной несущей способностью. Также очень неудобным является сам процесс работы с газовой сажей с точки зрения экологичности и безопасности приготовления композиции, так как долгое время сажа может находиться во взвешенном состоянии и ее концентрация в воздухе может превышать предельно-допустимую концентрацию (ПДК). В случае же применения резиновой крошки проблема решаема.
С этой целью в буровой раствор предлагается вводить упругий механический наполнитель с антифрикционным покрытием, эффективный диаметр частиц которого больше чем 1/3 поперечного размера трещин и пор (общепринятое граничное условие для определения размера кольматанта при борьбе с поглощениями). Например, в качестве упругого механического наполнителя с антифрикционным покрытием предлагается использовать резиновую крошку, обработанную абсорбирующим маслом и сверху по маслу - мылом (поверхностно активным веществом ПАВ). При этом гидрофильная поверхность резиновой крошки покрывается маслом, а поверхностно-активные вещества производят гидрофилизацию поверхности резины. Размеры резиновой крошки можно подбирать из условия бурения, в отличие от газовой сажи. При этом резиновая крошка будет фиксироваться в порах и трещинах горной породы, снижать коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины и уменьшать гидравлическое прижатие бурильной колонны к стенкам скважины.
При этом:
- механический наполнитель будет фиксироваться на стенках скважины в порах и трещинах за счет превышения скважинного давления над пластовым,
- механический наполнитель будет частично выступать над фильтрационной коркой и препятствовать прижатию бурильной колонны к стенкам скважины, что уменьшит гидравлическое прижатие бурильной колонны к стенкам скважины,
- механический наполнитель за счет антифрикционного покрытия уменьшит силу трения бурильной колонны о стенки скважины, в пределах до 0,01
- его антифрикционное покрытие будет держаться химическими связями на механическом наполнителе, например, с помощью адсорбционно-адгезионного грунта (масло на резине, а мыло на масле).
Данный способ основан на современных технологиях, то есть имеет промышленную применимость.
Данный способ не может считаться рецептурой двойного назначения, как, например, товары двойного назначения.
Данный способ имеет одно общее назначение - увеличение горизонтальной проекции ствола скважины при необязательном увеличении грузоподъемности буровой установки, поэтому мы считаем, что это есть физико-химический способ, состоящий из одновременного решения трех физико-химических задач для обеспечения одной и той же цели.
Заявленная совокупность отличительных признаков нам была неизвестна, поэтому мы считаем, что данное техническое решение имеет изобретательский уровень.
Увеличение горизонтальной проекции ствола скважины осуществляется, например, следующим образом:
1. При бурении смазочно-кольматирующая композиция вводится в буровой раствор, минуя систему очистки (предусматривается готовая композиция в таре - бочка 200 л), что приводит к увеличению нагрузки на долото в условиях ее дефицита, к уменьшению поглощения, а также к уменьшению веса на крюке при подъеме в условиях дефицита грузоподъемности буровой установки.
2. Размеры обработанной резиновой крошки в составе смазочно-кольматирующей композиции определяются в лабораторных условиях в зависимости от размера пор поглощающего пласта, но не менее 1/3 поперечного размера пор.
3. При бурении фиксируется трение бурильной колонны о стенки скважины и интенсивность поглощения. В зависимости от отклонения величин этих параметров от проектных соответственно обрабатывают промывочную жидкость смазочно-кольматирующей композицией или компонентами этой композиции.
Однако поскольку физико-химические способы увеличения горизонтальной проекции ствола скважины пока еще не отражены в классификации изобретений, то этот способ будет представлен в виде способа обработки бурового раствора в следующем виде.
Способ обработки бурового раствора, характеризующийся тем, что в буровой раствор, минуя систему очистки, вводят упругий механический наполнитель в виде резиновой крошки с гидрофильной поверхностью и эффективным диаметром ее частиц, большим 1/3 поперечного размера трещин и пор, обработанную абсорбирующим маслом и сверху по маслу мылом с возможностью образования антифрикционного покрытия упомянутой крошки, обеспеченного химическими связями с этой крошкой.
1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности». 2013. - 288 с.
2. Юдин А.В. Разработка технологических рекомендаций для вскрытия сложно построенных залежей углеводородов горизонтальными скважинами [Текст]: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / А.В. Юдин, научный. руководитель С.А. Кейн, к.т.н. - Ухта, УГТУ, 2012, 24 с.
3. Ахмадеев Р.Г., Куваев И.В., Нор А.В. Инструкция по применению и приготовлению смазочных композиций на основе газовой сажи. - Ухта: Изд-во ГКП объединения «Ухтанефтегазгеология», 1986. - 11 с.