Рабочая среда при перфорации пласта

Рабочая среда при перфорации пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советских

Социалистичесмик

Республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ ЮТИЛЬСТВУ

r«>857211

{6! ) Дополнительное к авт. сеид-ву(22) Заявлено 250579 (21) 2775177/23-03 с присоединением заявки Ио(23) Приоритет{5f)V. Кл.

С 09 К 7/06

Государственный комитет

СССР ио делим изобретений и открытий

Опубликовано 230881. Бюллетень Н9 31 (53) УДК 622. 243.

44.3(088.8) Дата опубликования описания 230881

A.Â. Маляренко, В.М. Карпов, П.Н. Григорь

С.В. Доровских, В.В. Томашевич, В.И. С

A., .,Холодков, В.С. Леванович и A.C.

P2) Авторы изобретеммя т

Сибирский научно-исследовательский институ Ьйф ;яной промышленности "СибНИИНП" и Усольское проирводстве@ЙЙФ объединение "Химпром" - I (11} Заявители (54 ) РАБОЧАЯ СРЕДА ПРИ ПЕРФОРАЦИИ ПЛАСТА

Цель изобретения — сохранение естественной проницаемости продуктив25 ного пласта прн перфорации, осущест вление перфорации продуктивного пласта на месторождениях с пластовыми давлениями, превышакщими гидростатнческое, н устранение пожаро30 опасности жидкости для перфорации.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к области вторичного вскрытия (перфорацни) продуктивных пластов.

Наиболее распространенными в нефтяной промышленности жидкостями для перфорации продуктивных пластов являются .нефтеводные глинистые . растворы, водные растворы солей илн вода. В частности, иа месторождениях

Тюменской области перфорацию,-продуктивных пластов осуществляют только с помощью водных глинистых растворов или водных растворов солей с плотностью 1,1-1,3 г/см (1)

Недостатком жидкостей на водной основе, применяемых при перфорации продуктивных пластов, является то, что они резко ухудшают продуктивность скважин. Последнее связано с

° проникновением воды и глинистых час. тиц в приэабойную зону пласта. ° В результате этого в приэабойной зоне пласта образуется устойчивый водный барьер, происходит закупорка пор горной породы глинистыми частицами, особенно при гидравлическом ударе во время перфорации, а также набухание глинистого материала, содержащегося в горной породе. Все это существенно снижает естественную проницаемость горной породы, практически в два раза снижает продуктивность скважин, существенно увеличивает сроки их освоения, а в некоторых случаях приводит к невозможности получения притока нефти из скважины. Перфорация в среде нефти практически не снижает проницаемость приэабойной эоны пласта и способствует сокращению сроков освоения скважины.

Однако низкая плотность нефти (не превышающая — 0,86 r/cM ) препятствует применению ее при перфорации про15 дуктивных пластов, у которых пластовое давление превышает гндростатическое, так как прн этом возможна авария (открытое фонтаннрованне).

Кроме того, использование нефти во

Ю всех случаях приводит к возникновению . пожароопасности.

857211

Поставленная цель достигается при.;менением известных хлоралифатических соединений в качестве рабочей среды при перфорации продуктивного пласта.

Такие соединения широко используются в химической промышленности в каче1стве эффективных негорючих растворителей, полупродуктов в проьыаленных синтезах и мономерой.

Хлоралифатические соединения, как не содержащие в своем составе твердых частиц, не закупоривают поры горной породы при перфорации и не воздействуют отрицательно на глинистый цемент коллектора, что позволяет сохранить при перфорации естественную проницаемость продуктивного пласта.

Высокая плотность хлоралифатических соединений (1,4 -1,7 г/см 3) позволяет использовать их для перфорации продуктивных пластов даже с аномально высокими пластовыми давлениями, а негорючесть таких соединений полностью устраняет пожаростойкость.

Предложение использовать известные хлоралифатические соединения в качестве рабочей среды при перфорации продуктивного пласта стало возможным, благодаря обнаруженной нами способности таких соединений,не ухудшать, а в некоторых случаях даже увеличивать естественную проницаемость горной породы.

Перфорацию продуктивного пласта с применением хлоралифатических сое- дийений можно осуществить следующим образом, Хлоралифатическое соединение или их смесь закачивают цементировочным агрегатом на разделительную пробку в колонну обсадных труб при цементировании эксплуатационной колонны. Далее хлоралифатическое соединение вместе с разделительной пробкой продавливают до забоя скважины и оставляют против продуктивного пласта до момента отверждения цементного раствора. После этого осуществляют перфорацию продуктивного пласта перфоратором, спущенным в эксплуатационную колонну, и проводят работы, необходимые для вызова притока нефти в скважину.

Пример 1. Через керосинонасыщенный керн пласта БС,ю ЗападноСургутского месторождения, имеющего пористость 23,4% и проницаемость по керосину 64,3 мЦ, на установке

УИПК-1М фильтруют 3 пороховых объема трихлорэтилена с плотностью 1,47 г/см (моделирование процесса перфорации скважины). После этого трихлоэтилен вытесняют керосином (моделирование освоения скважины)и определяют проницаемость керна по керосину, которая увеличилась по сравнению с ис ходной до 96,2 мД.

Пример 2. Через керосинонась1Шенный керн пласта ВС > Западно,Сургут ского месторождения, имеющего пористость 24,1% и проницаемость

;по керосину 49,5 мД на установке ,УИПК-1М фидьтруют 2 поровых объема тетрахлорэтилена с плотностью

1,61 г/см . После этого тетрахлорЭ этилен вытесняют керосином и определяют проницаемость керна по керосину, которая увеличилась по сравнению с исходной до 64,3 ьЩ.

Пример 3. Через керосинонасыщенный керн пласта Б,(о Федоровского месторождения, имеющего пористость

;23,63 и проницаемость по керосину 124,2 мД, на установке УИПК-1М фильтруют 2 поровых объема тетрахлорэтана с плотностью 1,58 г/см . После этого

Э тетрахлорэтан вытесняют керосином и определяют проницаемость керна по керосину, которая увеличилась по— сравнению с исходной до 148,8 мД.

20 1I р и м е р 4. Через керосинонасыщенный керн пласта БС Солкинского месторождения, имеющего пористость 20,9% и проницаемость по керосину 34,0 мД на установке УИПК-1N фильтруют 3 поравых объема смеси трихлорэтилена, тетрахлорэтилена, тетрахлорэтана, пентахлорэтана и гексахлорэтана, имеющий плотность

1,59 г/см . После этого смесь хлоролифатических соединений вытесняют керосином и определяют проницаемость керна по керосйну, которая оказалась равной 32,9 мД.

Сопоставление влияния различных жидкостей для перфорации (воды, . водного глинистого раствора, нефти и хлоралифатических соединений) на проницаемость горной породы для углеводородной жидкости приведено в таблице.

Как видно из данных таблицы, приме40 ихние хлоралифатических соединений в качестве, жидкости для перфорации про-.

-дуктивного пласта по сравнению с известными (водой, водными глинистыми растворами и нефтью) имеет преимущества, так как они не только не ухудшают естественную проницаемость горной породы для углеводородной жидкости, а обычно даже увеличивают.

Хлоралифатические соединения обладают ур высокой плотностью, что позволяет использовать их при перфорации продуктивных пластов даже с высокими пластовыми давлениями, а не горючесть этих продуктов делает их пожаробезопасных.

Использование хлоралифатических соединений при перфорации продуктивных пластов на месторождения Запад" ной Сибири позволяет увеличить про» дуктивность вновь прорубленных скважин не менее, чем на 25%, что при

40 среднем дебите скважин 60 т/сут и средней себестоимости нефти по Главтюменьнефтегазу 4,8 руб/т дает экономию в народном хозяйстве не менее 20 тыс. руб. в год при перфора,,ции 1-ой скважины.

85 7211

Проницаемость по керосину (нефти), мД

Месторожде при ест =т вен ном насыще нии

Пласт Порис» тость|

Рабочая жид кость при перфорации

Сква,жина, В

26, 5 Вода

19,3 То же

386.1 0 81,2 35,4

ВС2 Ъ

БСло

1215

1,0

27,1 11,6

181,5 48,7

79,3 40,2

150,8 96,3

23,1

1,0

БВ6

386

1,0

22 5

Бс

Я-3

386

1,0

23,7

Т-.ерское

Водный глинистый раствор 1,18 30,2 18,0

1 18 148 0 73 0

То же

Тверское

То же

25 .

1,18 116,3 76,5

0,86 46,0 50,0

0 86 5,2 11 5

194 нефть

Нефть

196

3-Сургутское

Трихлорэтилен

1,47 64,3 -96,2

Бс р

24,1

3-Сургутское

Тетрахлорэтилен 1 61

49,5 64,3

23,6

Федоровское

Тетрахлорэтан 1,58

124,2 148,8

34,0 32,9

20,9

БС э сточнихи информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Уэилов Е.Я. и др. Бурение.РНТС М., ВНИИОЭНГ, 1977, 9 5, с. 7-

9 ° .

Ужгород, ул. Проектная, 4

Усть-Балыкское

Иамонтовское

Ю-Аганское

Усть-Балыкокое

Усть-Балыкское

1000 Солкинское

Формула нэобретения

Применение хлорапифатических соединений в качестве рабочей среды при перфорации пласта.

BHHHHH Закаэ 7144/41

Филиал ППП "Патент", г.

Плотность рабочей жидкости, г/см

Смесь три- . 1,59 хлорэтилена, тетрахлорэтилена, тетрахлорэтаиа, пентахлорэтана, гексахлорэтан

Тираж 684 Подписное после . фильтрации через горную породу рабочей жидкос-ти