Способ разделения бурового раствора и жидкости перфорации при вскрытии продуктивного пласта
Иллюстрации
Показать всеРеферат
Изобретение относится к нефтяной и газовой промьшленности. Цель изобретения - повышение надежности разделений жидкости перфорации и бурового раствора . При вскрытии продуктивного пласта перфорацией до забоя скважины спускается бурильная колонна. В цементировочных агрегатах заготавливается расчетный объем жидкости перфорации, не содержащий твердой фазы, обеспечивающий заполнение интервала перфорации. Закачивают сначала буферную жидкость, а следом за ней жидкость перфорации. Плотность буферной жидкости вьше плотности бурового раствора и ниже плотности перфорации. За счет различной природы разделенных жидкостей и буферной жид кости взаимного вьфавнивания концентраций не происходит и, следовательно , буферная жидкость обладает структурой, достаточной для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя - барита. 3 табл. (Л оо со СХ) СД со
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИН (19) (П) юр 4 С 09 К 7/02
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3940133/23-03 (22) 09.08.85 (46) 30.05.87. Бюл. У 20 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "Укргипрониинефть" (72) И.Б.Хейфец, В.И.Такунов и А.В.Бачериков (53) 622.243.415.144 (088,8)
I (56) Авторское свидетельство СССР
Р 646029, кл. E 21 В 21/00, 1977.
Патент США Р 4217229, кл. 2528.55, 1980. (54) СПОСОБ РАЗДЕЛЕНИЯ БУРОВОГО PAСТВОРА И ЖИДКОСТИ ПЕРФОРАЦИИ ПРИ
ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности.. Цель изобретения — повышение надежности разделений жидкости перфорации и бурового раствора.Привскрытии продуктивногопласта перфорацией до забоя скважины спускается бурильная колонна. В цементировочных агрегатах заготавливается расчетный объем жидкости перфорации, не содержащий твердой фазы, обеспечиваю-. щий заполнение интервала перфорации.
Закачивают оначала буферную жидкость, а следом за ней жидкость перфорации.
Плотность буферной жидкости вышеплотности бурового раствора и ниже плотности перфорации. За счет различной природы разделенных жидкостей и буферной жидкости взаимного выравнивания концентраций не происходит и, следо- вательно, буферная жидкость обладает структурой, достаточной для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя барита. 3 табл.
1 131385
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к вскрытию пластов перфораций, и может использоваться в геолого-разведочных работах на нефть, гаэ и воду.
Цель изобретения — повышение надежности разделения жидкости перфорации и бурового раствора.
Сущность изобретения состоит в том, что для обеспечения надежности разделения жидкости перфорации и бурового раствора перед закачкой жидкости перфорации в скважину эакачивают буферную жидкость, противоположную по природе смачивания буровому раствору и жидкости перфорации, причем плотность буферной жидкости выше плотности бурового раствора и ниже плотности жидкости перфорации.
В табл.1 приведены данные, иллюстрирующие влияние природы смачивания буферной жидкости бурового раствора и жидкости перфорации на эффективность их разделения.
В табл.2 приведены результаты
25 стендовых испытаний способа вскрытия продуктивных пластов.
9 2
Пример 1, Скважина заполнена пресным глинистым раствором плотностью р =1,12 г/смз .
Для проведения перфорационных работ закачивают последовательно порцию буферной жидкости, прецставляющей собой гидрофобную эмульсию, утяжеленную до плотности О =1,13 r/cM, и водный раствор ИаС1 плотностью р =1,14 г/cM3 .
За счет различной природы разделенных жидкостей и буферной жидкости взаимного выравнивания концентраций не происходит и, следовательно, буферная жидкость обладает структурой, достаточной для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя — барита.
Значение параметра. статического напряжения сдвига (СНС) для такой системы находится в пределах 0,3 — 0,6.
Пример 2. Скважина заполнена загущенной нефтью плотностью о
=0,98 г/см .
Для предотвращения кольматации коллектора тяжелыми компонентами нефти (асфальтеном) при проведении перфорационных работ последовательно эакачивают порцию пресной воды плотностью р =1,0 г/см и гидрофобно-эмульсионныйраствор с плотностьюp =1,03 г/см, приготовленный эмульгированием насыщенного раствора хлористого натрия в дизельном топливе. Прослойка пресной воды надежно разделяет две углеводородные системы, предотвращая их взаимное растворение.
Пример 3. Скважина заполнена минерализованным глинистым раствором плотностью p --== 1,35 г/см .
Для реализации способа при вскрытии продуктивного пласта перфорацией 30 до забоя скважины спускают колонну бурильных или насосно-компрессорных труб. В цементировочных агрегатах заготавливается расчетный объем жидкости перфорации, не содержащей твер- 35 дой фазы, обеспечивающей заполнение всего интервала перфорации. В емкостях одного цементировочного агрегата готовят буферную жидкость в объеме
1 м, что обеспечит создание буферно- 40 го слоя от 4 (в колонне ф 168 мм) до 60 м (в колонне ф 146 мм) . Производят закачку буферной жидкости и следом эа ней — жидкости перфорации.
После закачки колонну насосно-комп рессорных (или бурильных) труб поднимают — скважина готова к проведению перфорационных работ.
Лабораторными и стендовыми исследованиями установлено, что многократное цропускание через буферную жидкость модели перфоратора не нарушает границ раздела жидкостей. Моделирование ударных нагрузок также не наруша- 55 ет границ раздела. Таким образом, реализация изобретения позволяет решить проблему перфорации в среде жидкостей, не содержащих твердой фазы.
Для проведения перфорационных ра-. бот закачивают последовательно порцию известково-битумного раствора плотностью р =1,36 г/см и водный раствор хлорида. цинка плотностью р =1,37 г/см .
Известково-битумный раствор обеспечивает надежное разделение минерализованного глинистого раствора и не содержащего твердой фазы раствора хлорида цинка. Значение параметра СНС принимается в пределах 0 3 — 0,6 для удержания в системе утяжелителя.
Пример 4. Скважина заполнена известково-битумным раствором плотностью р =1,6 г/см .
Для провецения перфорационных работ эакачивают последовательно порцию раствора хлористого бария плотностью р =1,62 г/см и порцию гидрофобно-эмульсионного раствора, содержаще1313859 4 позволяет исключить кольматацию перм форированного канала твердой фазой бурового раствора. го в качестве водной фазы раствор хлористого бария, утяжеленного мело до плотности р =1,65 г/см . При этом обеспечивается надежное разделение бурового раствора и жидкости перфора" 5 ции.
В табл.3 приведены данные расчета забойного давления.
Как следует из данных табл.3, репрессия на продуктивный пласт практически не изменяется, и коэффициент совершенства перфорационного канала остается прежним при выбранном градиенте плотностей бурового раствора и буферной жидкости.
Предлагаемый способ позволяет использовать в качестве среды перфорации систему, не содержащую твердой фазы или содержащую кислоторастворимую твердую фазу, например мел, что формула изобретения
Способ разделения бурового раствора и жидкости перфорации при вскрытии продуктивного пласта путем закачки в скважину, заполненную буровым раствором, буферной жидкости перед закачкой жидкости перфорации, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности разделения жидкости перфорации и бурового раствора, в качестве буферной жидкости закачивают жидкость, противоположную по природе смачивания буровому раствору и жидкости перфорации, причем плотность буферной жидкости выше плотности бурового раствора и ниже плотности жидкости перфорации.
1 w ю о ам а о аА л О м а о о
Оа CV м cv в о
00 о м о
A сО о
Ф а а
Ж а о м\ а
Ю о а
jap og4
1О а м а
iI а
1313859
) а о -
-Ф
CV о а
Ch о О о
13138з9
1- -; ам и оо-о
В - II а- о((dl II oX
С О - О и
X а м
f 6( ((U О о о
cd Х ауа (!
4» ° О О Е н IO й((o v xo
« II Oc N
ov «мом
Rф ((м
Оf" O-- e -- W
М б) X
Ц (О о е о л (n
О ."э
5 охх
1
«
I I М F. (ь(.и
I о 0» (CI О («- х х
P ф л
« м о
« (Ю
I cd
v о
0 1
4
I о о
N N
О О ф О
co cv о о с(Т о
v о х
1 о о л г х ю
I у,й
Ц а0 л
IG О»Ъ 11 о о ф л Х 0 Р. ао
Р) N F-
1 I I
1 f cd
1 х
d(VЦЩ гох
I C«c О. IO
cd
О, о
Id !
v
cd
О, -o
f Ц м
1 4 Х й
» «
Е О,0
Х х
Ц о (» о
4 о а
Э ,Я
Ю
«О
u—
Х
u—
О
О о х ! cd oV
0 К
О
cd
1. f .
ouv о. со
c/I с
О х с(cd х
О Д
Э
& v
> о (О Х
«»
Ю
0О 4
- - — — 1 а о
Я Id м»
З
Оаол ф ап( (U Id
dI td йТ
О,CdО
1» и !о
О
О
Vl и
О
О
МЪ
О
«
Ф ф
«
N О
Ф
»»
CV
« м
° cf
CdI о
О
М (F,jj, О Г» N м л
N л
В Ц 1 и Ok(d (О а
Ц
ez х
О( с(5 а ! о е а
o, g
) а о о
Ф о «о а u— х
IO О л
Е О О О N
m О Ф Ю а О
« Ф
U Id cO Ф cd
1313859
Таблнда2 кость перфорации
ПРЗозечание уровой
Ваииен ванне
С, а енование
1 12 Глин ° р"р э агуи
0,52 КИП
0 5
2,0
1,14 20
1, 13 1/2/1,8 Водный р-р
NaC1
1,13 24,1/32,2 Водный р-Р
NaC1
0,2 Модель перфоратора не проходит че
pcs буфервуи нид» кость
1,14 20
1,12 Глина Р-р эагущ.
3I КИП
1,13 0„3/О 6 Водный Р р
ПИС1
3 Пресный глинис тын Ра створ
1 14 /0 15
80 15
1 ° 12 ГидроФобная эиу« льсия
15 0
15 0
1,03 20
1 зo О/О Гидрофобная эиульсия
4 Загуиен- Оз98 Пресиал нал вода нефть
То не
15 0
15 0
1,37 20
ВО
1,36 0,3/0,6 Водный р-р
ЕИС1
1,35 ИБР
1,62 О/0 Гидрофобная эмульсия
15 0
15 0 н
1,55 20
1, 60 Водный р-р ВаС1
6 ИБР
Таблнца3
Данные расчета
Методика расчета предлагаемая известная
Н р 2760х1- 60 2760х1 60
P -- — — — — — 2 — 44 2 мПа P = — — — — =44 2 мПа
1 TO
Э
1. Составляющая забойного давления от бурового ра.створа
60х1 60
Р= — — 2 — =О 1 мПа
2 То же от буферной жидкости
60х1 62
P =-- — а -=0 1 мПа
3 ° То же от жидкости перфорации
180х1 60
P =- — — 2.— =2 9 мПа
180х1 65
P =-- †-2. -=3 мПа
P =44, 2+О, 1+2,9=
=47,2 мПа
P =44,2+0,1+3,0ак
=47,3 мПа
4. Суммарное забойное. давление
ВИИИПИ Заказ 2180/2З Зкяак 62<
Подписное
Произв.-полигр. пр-тие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4
Пресный глинис» зый раствор
Пресный глинистый раствор
5 Минералиэованный глиНИСЗЪ2й раствор
TeNлера тура опыTs °
Модель перфоратора свободно прохо дит черна буферную нидкость