Способ разделения бурового раствора и жидкости перфорации при вскрытии продуктивного пласта

 

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