СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИХВАТОВ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
PROCEDURE PREVENTING STRAP OF UPPER PART OF DRILL STRING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения прихватов бурильных труб за счет подавления процесса кристаллизации (роста и когезии кристаллов хлорида натрия) на поверхности верхней части колонны бурильных и обсадных труб при бурении соленосных отложений глубоких скважин.
Прихват - это технологическое нарушение, характеризующееся частичным или полным прекращением поступательного или вращательного движения колонны бурильных труб и инструмента в скважине. Осложнения в виде прихватов верхней части колонны при бурении соленосных отложений глубоких скважин возникают по причине возникновения «кристаллизационной шубы», т.е. слоя кристаллообразований, уменьшающего объем межтрубного пространства скважины.
Процесс возникновения кристаллизации, сопровождающийся когезией (соединением, налипанием однородных молекул), обусловлен зависимостью растворимости соли от температуры и разницей температур на забое скважины и в верхней части колонны труб.
Известно, что одним из способов предотвращения прихватов является применение буровых растворов на не водной основе, обладающих свойством не растворять соль, например известково-битумных, нефтеэмульсионных и т.п. /1/. Однако применение подобных растворов ограничено трудностью приготовления и экологическим аспектом.
Известно также, что при бурении скважины буровыми растворами на водной основе для ликвидации последствий кристаллизации соли (смыва «кристаллизационной шубы») производят прокачку пачки пресной технической воды или пресного раствора /2/. Недостатком этого способа является ухудшение технологических свойств бурового раствора и увеличение материальных затрат, вызванных дополнительными обработками химическими реагентами для поддержания необходимых значений параметров. Кроме того, это мероприятие, несмотря на определенную эффективность, влечет за собой цепочку других не менее опасных осложнений (кавернообразование, обвалы и осыпи).
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ предотвращения прихватов бурильных труб, заключающийся в обработке соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации - авантексом, представляющим собой раствор неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и эмульгаторов в минеральном масле /2/. Недостатком авантекса является его сравнительно повышенная пенообразующая и невысокая ингибирующая процесс кристаллизации способности.
Задачей изобретения является создание способа предотвращения прихватов бурильных труб при бурении соленосного пласта за счет ввода в буровой раствор ингибитора кристаллизации хлорида натрия, с более низкой, чем у известного, способностью к пенообразованию, и с более высокой, чем у известного, ингибирующей способностью.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе предотвращения прихватов верхней части колонны труб при бурении глубокозалегающих соленосных пород, заключающемся в подавлении процесса кристаллизации хлорида натрия на поверхности бурильных и обсадных труб путем обработки соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации хлорида натрия, включающим поверхностно-активные вещества и минеральное масло, согласно изобретению в качестве поверхностно-активных веществ используют анионактивные поверхностно-активные вещества, при этом ингибитор добавляют в буровой раствор в количестве 1,0-1,5 об.% к объему бурового раствора.
В частном случае осуществления способа в качестве анионактивных поверхностно-активных веществ могут быть использованы производные жирных карбоновых кислот.
Способ осуществляют следующим образом.
В перемешивающем устройстве готовят ингибитор кристаллизации путем добавления в минеральное масло анионактивных ПАВ, в частности производных жирных карбоновых кислот, и смешивания композиции до однородной массы. При этом соотношение анионактивных ПАВ и минерального масла может составлять 20-25:80-75 об.%.
Обработку бурового раствора ингибитором кристаллизации осуществляют при бурении глубокозалегающих (более 2 тыс.м) соленосных горизонтов. Ввод ингибитора на буровой осуществляют в циркулирующий буровой раствор из реагентной емкости или бочко-тары в приустевой желоб в количестве 1,0-1,5 об.% к объему бурового раствора.
Сравнение ингибирующих свойств проводилось согласно методу оценки способности реагентов ингибировать рост кристаллов хлорида натрия и их когезию в водных растворах, разработанному в институте БелНИПИнефть РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»» и предназначенному для оценки реагентов в качестве ингибиторов роста и когезии кристаллов на металлических поверхностях, а также сравнения эффективности их использования при бурении соленосных отложений /3/.
Метод разработан на основе изучения процесса кристаллизации хлорида натрия под воздействием таких факторов, как температура, присутствие других солей, реагентов и материалов.
Суть метода заключается в получении кристаллов после охлаждения насыщенных горячих растворов соли, разделении их на фракции и определении процентного содержания кристаллов разной величины. Образование и когезия кристаллов на металлических стержнях оцениваются в процентном отношении к общему количеству выпавших из раствора кристаллов.
Способность известного и предлагаемого реагентов ингибировать рост кристаллов хлорида натрия в водных растворах приведена в табл.1.
Таблица 1
№ п/п
Наименование ингибитора кристаллизации
Добавка ингибитора, об.%
Общее количество кристаллов, мас.%, размером
На метал. стержне, % к общему количеству
>0,4 мм
0,2-0,4 мм
<0,2 мм
1
Прототип - композиция на основе неионогенных ПАВ и эмульгаторов в минеральном масле
0,1
33
22
45
5
2
то же
0,5
10
18
72
0
3
то же
1,0
22
17
61
1
4
то же
2,0
14
24
62
2
5
Заявляемый - композиция на основе анионактивных ПАВ (производных жирных карбоновых кислот) в минеральном масле
0,1
25
27
48
3
6
то же
0,5
10
20
70
0
7
то же
1,0
8
12
75
0
8
то же
1,5
5
15
80
0
9
то же
2,0
6
15
79
1
При оценке ингибирующей способности различных реагентов используется метод сравнения фракционного состава /3/. Чем выше процент кристаллов, оставшихся на фильтре (<0,2 мм) и меньше на металлическом стержне, тем эффективнее реагент как ингибитор роста и когезии кристаллов хлорида натрия.
Как видно из таблицы 1 (опыты №7, 8), предлагаемая композиция обладает несколько лучшей ингибирующей способностью.
Коэффициент вспенивания бурового раствора - это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объему исходного раствора. Коэффициент характеризует степень вспениваемости бурового раствора и необходим для решения вопроса своевременной обработки пеногасителем. В табл.2 приведены значения коэффициентов вспенивания проб соленасыщенного бурового раствора, обработанных реагентами, предложенными в известном и предлагаемом способах.
Таблица 2
№ п/п
Наименование раствора
К всп
1.
Соленасыщенный буровой раствор
1,25
2.
Раствор по п.1+1,5 об.% ингибитора на основе неионогенных ПАВ, эмульгаторов и минерального масла
1,45
3.
Раствор по п.1+1,5 об.% ингибитора на основе анионактивных ПАВ (производных жирных карбоновых кислот) и минерального масла
1,30
Таким образом, использование предлагаемого способа предотвращения прихватов верхней части колонны бурильных труб при бурении глубоких соленосных отложений, заключающегося в обработке соленасыщенного бурового раствора ингибитором кристаллизации - композиции на основе анионактивных поверхностно-активных веществ и минерального масла, позволит (по сравнению с прототипом) эффективнее подавлять процесс кристаллизации хлорида натрия, а также при этом не повышать пенообразующую способность бурового раствора.
Источники информации
1. Ангелопуло O.K., Хахаев Б.Н., Сидоров Н.Н. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978.
2. Кристаллизация солей как фактор проявления осложнений при бурении глубоких скважин в соленосных отложениях. /Э.С.Сенкевич, Л.К.Бруй, Е.В.Шутова. // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч, тр. - Вып.3. - Гомель: БелНИПИнефть, 1999. - С.307-309.
3. К вопросу изучения процесса кристаллизации солей при бурении скважин в хемогенных отложениях. /Э.С.Сенкевич, Л.К.Бруй, Е.В.Шутова. // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч, тр. - Вып.3. - Гомель: БелНИПИнефть, 1999. - С.298-303.