Способ разделения двух жидкостей в стволе скважины

Способ разделения двух жидкостей в стволе скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к закачиванию скважин и капитальному ремонту . Цель - повышение надежности разделения нижней жидкости меньшей плотности (сп«зцжидкости) от верхней вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачиваемости. Буферная жидкость должна для этого иметь значение предельного статического напряжения сдвига, удовлетворяющее выражению (f)2 -/9з)пз/Ь. Высоту ее столба определяют согласно П2 0i(H-h3) D/4- g(pi -pi) + + 0 + 0, где pi - плотность буферной жидкости; рз - плотность спецжидкости; Ьз - высота столба спецжидкости; b 2,04-106-Не ; D - внутренний диаметр скважины;©1- предельное статическое напряжение сдвига верхней жидкости большей плотности и любой природы смачиваемости , р - плотность верхней жидкости; Н - глубина скважины. 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 33/13

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

0> — (и. К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4696247/03 (22) 30.03.89 (46) 15.09.91. Бюл. Р34 (71) Астраханский научно-исследовательский и проектный институт газовой промышленности (72) В.И.Такунов, В.Г.Пивоваров и А.В.Казьмин (53) 622.243.415.144 (088,8) (56) Потапов А.Г. и др. Методика определения снижения гидравлического сопротивления при течении вязкопластичных жидкостей. — Тр. Волгоград-НИПИнефть, вып. 27. Волгоград. Изд-во. Волгоградская правда, 1976, с.32-36.

Васильченко С.В. Гидродинамическое исследование вертикальных снарядного течения газа в структурированных системах.

Канд. дисс. Баку, 1985, с,114.

Патент США

М 4217229, кл. 222-8.55, опублик. 1980.

Авторское свидетельство СССР

М 1313859, кл. С 09 К 7/02, 1985.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к работам, связанным с эаканчиванием скважин, капитальным ремонтом, цементированием, консервацией и специальными операциями в стволе скважины.

Цель изобретения — повышение надежности разделения нижней жидкости меньшей плотности (спецжидкости) от вышерасположенной вязкопластичной жидкости большей плотности, чем плотность. спецжидкости и заданной природы смачивания.

„„59„„1677258 А1 (54) СПОСОБ РАЗДЕЛЕНИЯ ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к закачиванию скважин и капитальному ремонту. Цель — повышение надежности разделения нижней жидкости меньшей плотности (сп цжидкости) от верхней вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачиваемости. Буферная жидкость должна для этого иметь значение предельного статического напряжения сдвига, удовлетворяющее выражению

О g(oz — рз)Ьз/Ь. Высоту ее столба определяюг согласно пг 01(Н-пз) О/4. 9(р1 — рг ) +

+ 0+ (Э, где рг — плотность буферной жидкости; рз — плотность спецжидкости;, пз — высота столба спецжидкости; Ь = 2,04 10 .Не; 0 — внутренний б. -t. диаметр скважины;И вЂ” предельное статическое напряжение сдвига верхней жидкости большей плотности и любой природы смачиваемости, p> — плотность верхней жидкости; Н вЂ” глубина скважины. 2 табл.

Предельное значение статического напряжения сдвига буферной жидкости должно удовлетворять условию где g — ускорение силы тяжести, м/с; г. зрг- плотность буферной жидкости, кг/м; рз — плотность нижней жидкости меньшей плотности (спецжидкости), кгlм;

h — высота столба спецжидкости. м; з

1677258

b= 204 10 Не (5) V=k

О= (6) ач Етр

y (п hn px ч

Отг C4 hp = О, (3) F„=(p> pz) g (7) Л Ло+

V p* (4) г, рр D г

Не > /, — критерий Хедстрема; р го — динамическое напряжение сдвига буферной жидкости, Па;

0 — внутренний диаметр обсадной ко, лонны или скважины, м; ц- пластическая вязкость буферной жидкости, Па с; а высота столба буферной жидкости определяется из соотношения: 2 = ) — ° g p) - )+6+Oh

4 (! где C+ — предельное статическое напряже, ние сдвига верхней вязкопластичной жид-! кости большей плотности и любой природы смачивания, Па;

p1 — плотность верхней жидкости, кг/м; з.

Н вЂ” глубина скважины, м.

Значения Ои hz согласно (1) и (2} пол учены следующим образом.

Для установившегося движения жидкой

1 пачки в вязкопластичной жидкости имеем — 7ГО, hn 9 + — Pn)—

1 2 .,, где Dni hn — диаметр и высота пачки соответственно;

Л вЂ” коэффициент гидравлического со противления движению пачки;

O- статическое напряжение сдвига (СНС) жидкости, в которой всплывает пачка;

hp — глубина фронта разрушения тиксотропной структуры вязкопластичной жидко=ти всплываемой пачкой; где Л вЂ” коэффициент гидравлического сопротивления движению жидкой пачки в вязкой жидкости;

А — безразмерный коэффициент; го- динамическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.

Совместное решение уравнений (3) и (4) при условии, что Dn = 0 и hp = О, дает го О 0

V=k (g D(1 — — з — — Ь j рж ре рж hn) При т„=o = 0 выражение (5) идентично выражению для вязкой жидкости где k = 0,345 при g р,и ,и — вязкость динамическая.

Это позволяет принять для формулы (5}

k - 0,35.

При V = О, учитывая, что в этом случае а = О, получаем условие статического равновесия

Ь где Ь = 2,04 10 Не — эмпирический

6 коэффициент; т о рж 0

Не = — критерий Хедстрема.

25 уР

Критерий для hz следует из условия статического равновесия буферной жидкости в более плотной верхней жидкости (буровой раствор, например)

30 где Еач — Архимедова сила;

Ртр — сила трения буферной жидкости и

35 столба верхней жидкости (бурового раствора) о стенки скважины;

40 где Nt — объем буферной жидкости;

Fòð = Z 0(0 h2+ Ol Ь), (8) где hi и h2 — длина столба бурового раствора и буферной жидкости соответственно. Учитывая, что 41 = Н-h2 h3 из выражений (6)-(8) следует условие для h2:

"2 (9)

4 9 ф1 — Q) + О + 01

50 где Н вЂ” глубина скважины.

Во всех выражениях имеется ввиду статическое напряжение сдвига за 1 мин в заданных температурных условиях.

Природа смачиваемости буферной жидкости определяется количеством полярных и неполярных групй в молекуле и характеризуется величиной гидрофильно-минофильного баланса (ГЛ6). Природа смачиваемости

1677258 определяется по величине электростабиль- (промысловая нефть с плотностью 870 кгlм ). ности системы. Если величина электроста- Для предотвраще ния гравитационного ильности уферной жидкости равна нулю, "всплытия" нефти рассчитывают необхо идр ф, если больше нуля — мое значение предельного статического нают нео ходигидрофобна. Возможны и другие методы on- 5 пряжения сдвига (8) буферной жи кости. ределения природы смачиваемости. двига - у ерной жидкости.

Вт о ти. Исходные данные для расчета: g = кг м 1 @3= 70 кг/м; h3=табл.1 приведены данные лаборатор- =9,8 м/с2 р, =-1050; =8 ных исследований по определению влияния 200 = 95 П; м; r> а;у =25Па с;0, =0,152 м;

СНС и высоты столба буферной жидкости на = 18 П; Н =; р = процесс гравитационного расслоения верх- 10 Темпе ат а; Н = 4100м; р1 = 1650 кгlм . ней и нижней жидкостей, Температура пласта 100 С.

В табл.2 приведены результаты расчета (на примере модельной скважины) условий сохранения гравитационной устойчивости

Ь нижней жидкости (спецжидкости) в зависи- 15 мости от СНС и высоты столба h2 буферной

Таким образом, Обуферной жидкости

ЖИДКОСти.

2 У еРнои должно быть не менее 119,5 Па. Исходя из этого подбирают в лабораторных условиях в работ в стволе скважины с исг.ользованием нескольких жидкостей с разделением их бу- 20 „„ас ферной жидкостью до забоя скважины спус ают коло ну бурильных UIJlPf НВсосНокомпрессорных труб В ° " статическое напРЯжение сдвига бУфеРной агрегатах, гидромешалке, глиномешалке или другими известными способами эаго- 25 ф тавливается расчетный объем спецжидкоределяется по фо м ле сти, Буферная жидкость приготавливается цементировочным агрегатом или с испольН-Ьз зованием другой аналогичной техники в объеме, позволяющем обеспечить высоту 30 столба буферной жидкости (hg) согласно формулы (2).

Принимают высоту столба буферной

При т npepenb oe статическое на ционных работ закачивают последовательУсловию соотношениЯ (1) ДлЯ пРеДотвРаЩе- 35 това ного пол ния гравитационного вс лытия легкой спецжидкости. жидкости перфорации — нефть, П р и е р 2. Необходимо осуществить

:ал ныи ремонт подземно о оборудожидкости. 40 этом для изоля ии и о кт вания эксплуатационной скважины. При

Затем колонну бурильных (или насоснокомпрессорных) т б и н орных тру поднимают и в сква(3800-4000 м) закачивается в скважину жиджине MoryT приводиться спецработы (перфорация, капитальный ремонт, цементирование и др). 45 в зону продуктивного пласта следует эакаЛабораторными исследованиями устачать нефть, отделив ее б е уферной жидкостью от аходящегося выше столба утяжеленного гравитационное расслоение жидкостей как бурового раствора. в статических, так и в динамических условиях (при спуске и подъеме модели перфора- 50 тора) независимо от природы сма ачивания, раствор. кости и до устья закачивается глинистый

Пример 1. Скважина заполнена нефтеэмульсионным минерализованным глинистым б ровым раствором с плотностью мое значение и е ел

1650 кг/м . Необходимо провести перфо а- 55 цию продуктивного нефтяного пласта мощ- высоту ее столба по формулам (1) и (2). жидкости перфорации для сохранения есте- Ряд = 60 МПа h = 300 сходные данные для расчета: ственной проницаемости призабойной зо з. ны. Целесообразно испольэовать нефть рз= 870 кг/м г м; О=14 Па; ц=0,75 Па с;

hg — 387,8 м — g pi — / )+О+Q

1677258 температура пласта 100 С; (+ = 12,5 Па, D =- 0,152 м; g = 9,8 м/с; р1 = 1680 кг/м, Согласно расчета . предельное статическое напряжение сдвига буферной жидкости должно быть не менее 126,8 Па, а высота ее столба не менее 268,9 м.

Исходя из этих условий подбирают в лаборатории буферную жидкость (гидрофобную эмульсию) следующего состава, об.,; нефть 23; эмульгатор 7; насыщенный 10 водный раствор хлористого натрия 70. Предельное статическое напряжение сдвига буферной жидкости 130 Па, Высоту столба принимаем 270 м.

Реализация изобретения позволяет ре- 15 ! шить проблему проведения работ в скважине, при которых необходимо предотвратить гравитационное расслоение жидкостей, ( имеющих различные плотности, 20

Формула изобретения

Способ разделения двух жидкостей в стволе скважины путем закачивания буфернойжидкости,отличающийсятем,что, 25 с целью повышения надежности разделения нижней жидкости меньшей плотности от вышерасположенной вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачивания, используют в качестве бу- 30 ферной вязкопластичную жидкость заданной плотности, предельное значение статического напряжения сдвига которой удовлетворяет условию

Π— —

b где p — плотность буферной жидкости, кг/м; рз — плотность нижней жидкости меньшей плотности, кг/м ;

ha — высота столба нижней жидкости меньшей плотности, м;

b =2,04.10 . Не а высота столба буферной жидкости определяется согласно выражению 2

Ю(Н вЂ” э ) — gpss — р )+О+Q

<о Щ г

Не — критерий Ходстрома; р

z динамическое напряжение сдвига буферной жидкости, Па;

0 — внутренний диаметр обсадной колонны или скважины, м; и — пластическая вязкость буферной жидкости, Па с;

И - предельное статическое напряжение сдвига верхней вязкопластичной жидкости большей плотности и любой природы смачивания Па; р — плотность верхней вязкопластичной жидкости, кг/м;

Н вЂ” глубина скважины. м, !

677258

Таблица1

Буровой заст состав, ма

Бсферная ямлко. ть (тпн, сс TBF мзс.I) 1 Нефтеэмульсионный глинн тый буровой раствор (минералиэовянный):

1650

15/30 3 12 83

5,5

0,1

Пслпакрнламнд

А!е (Бог ) O, 005

Вода Icãâllúíàà

0 05

0,З

В. ВУС:

Полнвкрпгямид 0,5

А!9(БО„) 0,003

Воде остальное

0,2

0,1

Варит остальное

С. И.B.P.

О ° 5

Дизтопливо 29

ВОБ 24

0,4

0,2

Негвменая известь ЭВ

О,t

Сульфвнол

Вода 8

12,5

0,5

2 Нефтезмульсионный гидрогельмагнневый бурог рой раствор:

1650

0,3

0,2

0it

0,4

0,3

0,2.

0 ° 4

О,З

0,2

0,4

0i3

0,2

0,5

Э Гндрофобпо-эмульси« онный раствор:

В/15 1 8 22

9,0

1650

0,6

Гидро- C фобная

Янэ,TOIIIIIIIIII 30

Змульгатор 5

0,4

0,3

Водный р-р хлорнс» того кальция 42

0,5

3С-7 3

Барит остальное

0,4

0i3

8. И.Б.PI

Пнзгоплнво 53

0,5

0,3

ВОБ 13

0,1

Негавеная известь 21

Сгльфянол

Вола 5

П р и м е ч а н и е. н+в - происходит гравитационное расслоение!

"-" - не прои .ходит гравитационного расслоения

Глннопорошок 12

Нефть 12

Иодиф.крахмал 2

Едкий нато 1

Хлористый натрий 30

Иодиф,крахмал Э

Нефть 20

Едкий нвтр 3

Бивофнт 35

ОП-10 О, 5

Бврнт остальное

10/20 5 7,5 106 11,5

0,S Гнлро- А. Вязкоувругнй

0 25 фнльнвя состав (ВУС):

1677258

Продолжение табл.1

480 IOS

1070 3>5

870

Гад рофнль- Нефть нан

Гилрофоб» ная

1040 1,2

ГНЛРОФОб» ивя

1.! 90

1,5

Гнлрофобная

480 . 105

3070 Э,5

Гидрофнль НОЛОпроаол» 1000 аая ная воЛа с

0,52 ПН»10

Гидрофильнвя!

1 идрофиль Чиэельнов 830 нвя топливо

480

1070 3,5

105

ГНЛрофоб яая

1,2

Волопровод 1000 ная вола с

0,5I ПП»10

100 31 5.1040

Гид р оф ил ь» ная

1040

1,2

Гндрофиль- дизельное 830 ная топливо!

Э1,5

1>S

Гидрофоб» ивя

1! 90

280 45>5 ГНДРОФОб- НОЛОПРОВОУ » 1000 Гилрофиль ная ная вола с яая

0,52 ПП»10

1190

1>5

1100 1 4

100 31 S Гндрофиль» Нефть 870 ная

280 45,5 Гнлрофоб» Нефть 870

НАЯ

280 45,5 Гидрофоб" Нефть 870 ная!

25 40, I Гидрофоб- Нефть . 870 ная

+

+ е

Гидрофобиая +

ГидроФоб» ная +

1677258

1070 870 50 105

476?,5 20,6

0,216 3,5

240

480

427,9

41,1

235

82,2

230

200!

Р61,4 !921,9 53,5

0,216

1,2

100 1040 830 50 31,5

100

107,0

2!1,2

1817

0,2 !6 1>5 122,8

280 1190 870 > 50 45 5

100

315

C 216 0,05

Э10

200

ЭОО

82637,1..

24 ° 7

80 1080 870 50 4, 1

8336,6

16673,3

25,2

125 1100 1000 50 40, 1

0>21 6 1,4

1942,9

1045,0

50,4

410

100,9

3940,3 39,4

150 1050 915 115 345

400

517> 7

0,155

4,!

Состав буфер 253 ной яндкостн (>:xs.60)! 229 (Данные взяты по результатам испытаний)

Предельное СНС (Я!) буферного раствора 25 Па.

В случаев B я )! не а>л>олнаятса условна по о, по этому травятадяокное расслоение пронзойкет прн побои значеняи о

Вуфернал яидкость тяпа Д - звгуденная нефть состава, об.й! нефть 94; едкий яатр 1; кубовые остатка Сйк-5.

Составитель Л.Бестужева

Редактор M. Бандура Техред М.Моргентал Корректор О.Кравцова

Заказ 3093, Тираж 348 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4!5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул,Гагарина, 101 полнакряламид 0,7521 (расчет) сернокнс лый впомнннй

О ° 00522. вода остальное

86 ° 3

172,6

345,2

4 168,3